Методы определения микроохвата фильтрацией низкопроницаемых коллекторов с учетом нелинейной зависимости скорости фильтрации от градиента пластового давления тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Туманова Екатерина Сергеевна

• Туманова Екатерина Сергеевна
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Туманова Екатерина Сергеевна

1.2 Механизмы нелинейной фильтрации флюидов в низкопроницаемых пластах

1.2.1 Причина нарушения закона Дарси - адсорбированные слои на стенках пор

1.2.2 Причина нарушения закона Дарси - капиллярные давления

1.2.3 Другие причины нарушения закона Дарси

1.3 Уравнения фильтрации жидкости в пластовых системах с аномальными свойствами

1.4 Примеры расчета процесса нелинейной фильтрации с помощью аналитических и численных методов

ГЛАВА 2 - УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕЛИНЕЙНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ НА ПРИМЕРЕ ИССЛЕДОВАНИЙ ОБРАЗЦОВ КЕРНОВ ИЗ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА АС3

2.1 Краткая геолого-технологическая характеристика разработки залежи пласта АС3

2.2 Анализ результатов лабораторных исследований. Определение начальных градиентов давления методом экстраполяции

2.3 Определение начальных градиентов давления методом «линеаризации» уравнения фильтрации

2.4 Анализ лабораторных исследований с использованием степенной зависимости

2.5 Сравнение лабораторных исследований с результатами исследований на других месторождениях

ГЛАВА 3 МЕТОД ОЦЕНКИ КОЭФФИЦИЕНТА МИКРООХВАТА ФИЛЬТРАЦИЕЙ ПО ЛАБОРАТОРНЫМ И ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

3.1 Определение коэффициента микроохвата фильтрацией по лабораторным данным

3.2 Расчеты коэффициентов микорохвата фильтрацией по результатам лабораторных исследований образцов керна

3.3 Сравнение коэффициента охвата фильтрацией на микро и макроуровне

3.4 Сравнение с результатами исследований на других месторождениях

3.5 Определение коэффициента микроохвата фильтрацией по геолого-промысловым данным

3.6 Оценка достоверности расчетных формул и влияние проницаемости на величину микроохвата фильтрацией

ГЛАВА 4 ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ УРАВНЕНИЙ НЕЛИНЕЙНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ И МИКРООХВАТА В ЗАДАЧАХ МОДЕЛИРОВАНИЯ И АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

4.1 Модель нелинейной фильтрации с предельным градиентом пластового давления

4.2 Особенности моделирования (адаптации) низкопроницаемого коллектора залежи пласта АС3 с учетом нелинейной фильтрации

4.3 Определение режимов дренирования пластовых флюидов с помощью диагностических графиков

4.4 Анализ зависимостей коэффициента микроохвата фильтрацией от геолого-физических и геолого-технологических факторов разработки нефтяной залежи АС3

4.5 Пути повышения коэффициента микроохвата фильтрацией при оптимизации процесса разработки залежи

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В последние годы в активную разработку вводится всё больше месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. В отличие от традиционных коллекторов разработка низкопроницаемых пластов происходит в условиях затрудненной фильтрации флюидов. При низких перепадах пластового давления на единицу длины (градиентах пластового давления) наблюдается отклонение от закона линейной фильтрации (от закона Дарси). Также по мере снижения градиентов давления в рассматриваемых коллекторах уменьшается не только проницаемость коллектора, но и охват коллектора процессом фильтрации, что приводит к снижению нефтеотдачи продуктивных пластов. Охват процессом фильтрации в проектах разработки месторождений учитывается на макроуровне, на уровне изучения текстуры геологического строения пласта, отражающей, в частности, взаимное расположение проницаемых и непроницаемых пропластков. При этом доля тупиковых зон фильтрации обычно определяется с помощью карт распространения коллекторов, либо статистическими методами. Понятие коэффициента охвата процессом фильтрации на микроуровне (микроохвата), на уровне исследования образцов керна связано с известным термином динамической пористости. Динамическая пористость представляет собой относительный объем пор, через который может фильтроваться жидкость при определенном градиенте давления. Коэффициент охвата фильтрацией на микроуровне (Коф) равен соотношению динамической и открытой пористости коллектора; его зависимость от градиента давления находится в результате специальных лабораторных исследований.

Формирование эффективных систем разработки, включая оптимальное размещение и конструкции скважин, при современном уровне развития науки техники осуществляется путем адекватного моделирования процессов, происходящих в реальных пластах. Существуют гидродинамические симуляторы, позволяющие учитывать зависимость начального градиента давления от проницаемости коллектора. Проблемой является обоснование параметров нелинейной фильтрации в геолого-технологических моделях пластов (ГДМ). В ГДМ не выделяется также доля микроохвата коллектора фильтрацией и её зависимость от градиента давления, что затрудняет определение оптимальной системы разработки для месторождения. Решение проблем с исходными данными для

гидродинамического моделирования, а также нахождение методов оценки микроохвата фильтрацией пласта являются актуальными задачами при освоении и разработке месторождений углеводородов с низкопроницаемыми коллекторами.

Следует отметить, что в данной работе исследуется область однофазной фильтрации жидкости. Обеспечение высоких коэффициентов охвата фильтрацией при применении различных элементов системы разработки в том числе системы поддержания пластового давления рассматривается как один из основных критериев технологической эффективности.

Разработанность темы диссертации

В условиях истощения традиционных запасов углеводородов проблема разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, в последние годы приобретает все большее значение. Эффективное освоение таких месторождений требует глубокого понимания процессов фильтрации флюидов в пористой среде на микроуровне. Этот вопрос имеет ключевое значение для оптимизации систем разработки низкопроницаемых коллекторов и повышения нефтеотдачи пластов.

Решению указанной проблемы посвящены труды многих известных отечественных (Требин Ф.А., Дерягин Б.В., Демин Н.В., Кисляков Ю.П., Морозов В.Т., Коробов К.Я., Антипин Ю.В., Березкина Г.М., Скворцов Н.П., Нерпин С.В., Хлопотенкова Е.Д., Чураков А.И., Михайлов Н.Н. Байков В.А) и зарубежных (Yongming Chen, Liang Wang, WANG Xue-wu, YANG Zheng-ming, XU Shao-liang, LI Zhong-feng, Jing Gao) ученых и специалистов.

Анализ и обобщение основных результатов, полученных советскими, российскими и зарубежными исследователями, и актуальных достижений в области исследования процесса фильтрации жидкости в низкопроницаемой пористой среде позволили сформулировать цель и задачи диссертационной работы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы определения микроохвата фильтрацией низкопроницаемых коллекторов с учетом нелинейной зависимости скорости фильтрации от градиента пластового давления»

Цель работы

Разработка и практическое применение методов определения охвата фильтрацией коллектора на микроуровне.

Основные задачи исследования

1) Анализ экспериментальных исследований низкопроницаемого керна;

2) Выявление корреляционных зависимостей между характеристиками образцов керна (пористость, фазовая проницаемость, остаточная водонасыщенность) и параметрами нелинейной фильтрации;

3) Обоснование параметров нелинейной фильтрации, необходимых для гидродинамического моделирования;

4) Получение уравнения коэффициента микроохвата фильтрацией для различных моделей фильтрации жидкости;

5) Оценка влияния закачки на добывающие скважины;

6) Практическое применение коэффициента микроохвата фильтрацией при анализе разработки низкопроницаемых коллекторов на примере залежи пласта АС3.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является залежь пласта АС3, а предметом исследования - низкопроницаемый коллектор залежи пласта АС3 с признаками нелинейной фильтрации.

Методы исследований

Поставленные в работе задачи решались с помощью следующих методов:

1) Анализ литературных данных, включающих информацию по низкопроницаемым коллекторам и нелинейной фильтрации флюидов;

2) Интерпретация лабораторных исследований низкопроницаемого керна;

3) Анализ и обобщение геолого-промысловых данных эксплуатации скважин;

4) Инженерные расчеты, по оценке технологической эффективности применения различных элементов системы разработки залежи.

5) Трехмерное численное моделирование.

Научная новизна

1) Отклонение от линейного закона фильтрации в низкопроницаемых коллекторах описывается различными видами степенной функции с учетом и без учета начального градиента пластового давления;

2) Предложен новый метод интерпретации лабораторных исследований низкопроницаемого керна по определению параметров нелинейной фильтрации. В соответствии с новым подходом получено двучленное уравнение фильтрации путем использования степенной функции от градиента давления;

3) На основе стандартных эмпирических зависимостей, связывающих пористость и проницаемость коллектора, сформировано уравнение коэффициента микроохвата коллектора фильтрацией жидкостью. Под коэффициентом микроохвата фильтрации подразумевается отношение объема порового пространства, где происходит фильтрация жидкости к общему объему гидродинамически связанных пор;

4) Предложен аналитический метод определения коэффициента микроохвата фильтрацией с учетом геолого-промысловым данным. При разработке данного метода решались задачи по выводу приближенных аналитических зависимостей процесса фильтрации жидкости в низкопроницаемом пласте. При выводе аналитических уравнений использован метод материального баланса и метод смены стационарных состояний, учтено проявление режима растворенного газа;

5) Построена номограмма, включающая семейство кривых зависимости коэффициента микроохвата фильтрацией от расстояния между добывающей и нагнетательной скважиной (Ц). Номограмма позволяет проводить анализ применимости системы ППД в зависимости от глубины (проницаемости) пласта, а также формировать прогнозные варианты размещения скважин.

Основные положения, выносимые на защиту

1) Нелинейный участок зависимости скорости фильтрации от градиента давления, аппроксимируемый степенной функцией, содержит признаки начального градиента давления.

2) Новый метод интерпретации результатов лабораторных исследований низкопроницаемого керна для определения параметров нелинейной фильтрации для гидродинамического моделирования. В соответствии с новым подходом модифицировано двучленное уравнение фильтрации путем использования степенной функции от градиента давления;

3) Вывод уравнения коэффициента микроохвата фильтрацией на основе

эмпирических зависимостей, связывающих между собой пористость и фазовую

7

проницаемость коллектора, фазовую проницаемость и градиент давления. Применение данного уравнения для различных моделей фильтрации жидкости при определении соответствующих эмпирических параметров фильтрации;

4) Метод оценки коэффициента микроохвата фильтрацией коллектора в районах добывающих скважин на основе лабораторных и геолого-промысловых данных.

Теоретическая и практическая значимость работы

1) Из экспериментальных зависимостей скорости фильтрации жидкости от градиента давления получены параметры нелинейности (коэффициенты А и а). Установлено, что параметры нелинейности тесно взаимосвязаны с фазовой нефтепроницаемостью образцов керна;

2) Для каждого образца выделен условно предельный градиент давления,

и и и 1 и и

характеризующий переход от нелинейной фильтрации к линейной и асимптотическая (максимальная) нефтепроницаемость образца керна. Выявлена корреляция этих параметров между собой, а также с характеристиками образцов керна;

3) Предложенный метод интерпретации лабораторных исследований низкопроницаемого керна позволяет получить параметры (нефтепроницаемость, начальный градиент давления) необходимые для учета нелинейной фильтрации в гидродинамическом моделировании;

4) Уравнение коэффициента микроохвата фильтрацией позволило оценить величины Коф как для каждого образцов керна, так и для пластов нефтяной залежи;

5) Проведена сопоставительная оценка величин Коф, рассчитанных для моделей соответствующим образцам керна с неоднородной моделью пласта при одинаковых средних проницаемостях;

6) Предложена синтетическая модель пласта, позволяющая оценить влияние параметра нелинейности а на дебит скважины;

7) С помощью диагностических графиков удалось оценить влияние закачки на добывающие скважины. Выявлено, что реагирующие скважины находятся в купольной части залежи, а не реагирующие в погруженных зонах;

8) Для исследуемого объекта установлена закономерность изменения величины коэффициента микроохвата фильтрацией (Кофн - микроохват относительно нефтенасыщенной части коллектора) по скважинам от структурного фактора строения залежи, что в свою очередь связано с изменением проницаемости и нефтенасыщенности пласта по глубине;

9) Построена номограмма, включающая семейство кривых зависимости Кофн от расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами. Данная номограмма использована для вариантов оптимизации системы размещения добывающих и нагнетательных скважин в различных частях залежи пласта АС3;

10) Настоящая работа выполнялась в период составления технологической схемы разработки исследуемого месторождения. Автор диссертационной работы является основным исполнителем создания гидродинамической модели (ГДМ) нефтяной залежи пласта АС3. В расчетах вариантов разработки прошли апробацию предлагаемые автором методы обоснования параметров нелинейной фильтрации в ГДМ. Технологическая схема рассмотрена и утверждена Центральной комиссией по разработке месторождений.

Личный вклад автора

Личный вклад автора заключается в анализе результатов лабораторных исследований низкопроницаемого керна. Автором предложен новый метод интерпретации экспериментальных исследований по определению параметров нелинейной фильтрации, с помощью которого обоснованы зависимости начального градиента давления от проницаемости, необходимые при гидродинамическом моделировании низкопроницаемого коллектора.

Автором предложены методы определения микроохвата фильтрацией на основе лабораторных и геолого-промысловых данных. Исходя из полученного уравнения коэффициента микроохвата фильтрацией, автор построил номограмму зависимостей данного параметра от расстояния между добывающей и нагнетательной скважиной и глубиной пласта. По номограмме можно оценивать потенциальный микроохват фильтрацией в различных зонах залежи.

Степень достоверности результатов исследования

Достоверность полученных результатов обеспечивается анализом качественных лабораторных данных, полученных на высокоточном оборудовании, а также использованием лицензионных программ. Представленные в работе выводы обоснованы сопоставлением результатов интерпретации лабораторных исследований керна с геолого-промысловыми данными исследуемого объекта и с результатами гидродинамического моделирования, а также сравнением с результатами исследований на месторождениях с аналогичными характеристиками.

Результаты диссертационного исследования внедрены в

производственном процессе ООО «РИТЭК». Предложенные автором методы обоснования параметров нелинейной фильтрации были апробированы в гидродинамической модели залежи пласта АС3.

Публикации и апробации результатов работы

Основные результаты, изложенные в диссертации, докладывались автором на следующих семинарах и конференциях:

• IX конкурс на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» за 2019г (апрель 2019г, Волгоград);

• Всероссийский конкурс «Новая идея» на лучшую научно-техническую разработку среди молодежи предприятий и организаций ТЭК (2019г, Волгоград);

• Всероссийский конкурс «Инженер года» (2019г, Москва);

• X конкурс на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» за 2019г (март 2020г, Москва);

• 74-я международная молодежная научная конференция "Нефть и Газ -2020" (сентябрь 2020г, Москва);

• X конкурс на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов ООО «РИТЭК» за 2020г (декабрь 2020г, Волгоград);

• Участие в XXVIII Международной научной конференции «Ломоносов-2021» (январь 2021г, Москва);

• III научно-техническая международная конференция-семинар «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (октябрь 2021г, Уфа);

• XX научно-практическая конференция «Инновационные решения в геологии и разработке ТРИЗ» (ноябрь 2021г, Москва);

• XII конкурс на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг за 2022г (апрель 2022г, Москва);

• VI Региональная научно-техническая конференция, посвященная 100-летию М.М. Ивановой (сентябрь 2022г, Москва);

• IV международно-практическая конференция «Повышение эффективности сопровождения нефтегазовых активов» (октябрь 2022г, Пермь-Волгоград).

По теме диссертационной работы опубликовано 14 научных работ, в том числе 10 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки России и международные реферативные базы данных и системы цитирования.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, четырех глав, основных результатов и выводов, списка литературы из 199 наименований и приложения 1. Общий объем диссертации составляет 181 страницу, включая 119 рисунков, 11 таблиц.

Благодарности

Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю д.т.н., профессору Михайлову Н.Н. за неоценимую помощь, ценные советы и доброе отношение, оказанные в период подготовки и выполнения диссертационной работы.

Автор также благодарен Сомову В.Ф. за помощь на всех этапах выполнения работы, ценные советы и поддержку.

Автор признателен коллективу отдела «Проектирования и мониторинга разработки Южного региона» Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» за поддержку в период подготовки и выполнения диссертационной работы, а также Кашникову О.Ю. за организацию лабораторных исследований.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ И ПРОБЛЕМ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

1.1 Экспериментальные исследования в области нелинейной фильтрации

1.1.1 История экспериментальных исследований в области нелинейной

фильтрации в 19-20 веке

В 1856 г. инженером Анри Дарси была установлена линейная связь между градиентом давления и объемным расходом жидкости:

о = (1)

где Q - объемный расход жидкости, k - коэффициент проницаемости, Ар -перепад давления, ц - вязкость, ! - длина образца, F - площадь поперечного сечения.

Уже спустя несколько десятков лет (1897-1898 гг.) Кинг провел первые исследования при малых скоростях фильтрации [47]. Исследуя фильтрацию на тонкозернистых грунтах при скоростях потока 0,0018-0,0075 мм/с Кинг обнаружил, что при низких скоростях наблюдается небольшое снижение коэффициента фильтрации. Болдин - Вайеман предложил формулу для определения фильтрационного сопротивления, проводя эксперименты на грунтах. Хоть формула оказалась не кондиционной для использования, ценно то, что была обозначена зависимость фильтрационного сопротивления от неподвижной пленки жидкости, которая удерживается поверхностью пор. Павловский Н.Н. так же указывает в своем обзоре работ [48] про пристенный слой (пленку) жидкости и подчеркивает, что «для перевода жидкости, заключенной в твердые стенки, из состояния покоя в движение необходимо преодолеть некоторое начальное сопротивление». Этим он объясняет отклонение от закона Дарси, а также возможность наличия начального градиента давления. Далее, проводя эксперимент, Пузыревский Н.П. [49] показывает, что при малых скоростях фильтрации линейный закон Дарси нарушается, а также указывает на наличие начального градиента давления, проведя опыты по фильтрации воды через гравийно-песчаные грунты с содержанием глин. Опыты по течению нефти и воды разной минерализации через кварцевый песок были опубликованы в 1940г Кусаковым М.М., Ребиндером П.А. и Зинченко К.Е. [51] Авторы отмечают, что причиной уменьшения поровых пространств являются адсорбционно-сольватные

слои. Толщины их могут быть значительными, что создает дополнительное сопротивление при фильтрации.

Во второй половине 20 века было выполнено достаточное количество лабораторных исследований, подтверждающих отклонение от линейного закона Дарси в области низких скоростей потока флюида. К ним относятся работы Брилинга И.А., Арье А.Г., Роза С.А., Энгельгардта В., Дж. Ковач, Саттарова М.А., Муратова И.Б., Требина Ф.А., Дерягина Б.В., Демина Н.В., Кислякова Ю.П., Морозова В.Т., Коробова К.Я., Антипина Ю.В., Березкиной Г.М., Гольдберга В.М., Скворцова Н.П., Нерпина С.В., Хлопотенковой Е.Д., Чуракова А.И., Байкова В.А и других [14, 19, 32, 37, 46, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 61, 69, 88, 103, 104, 105, 106, 107, 192-194, 197, 199].

Часть исследователей не отрицает возможность отклонения фильтрации от закона Дарси, но склоняется к отсутствию начального градиента давления [26, 27, 28, 29, 30]. Например, Олсен Х. проведя опыты по фильтрации на коалиновых глинах сделал вывод, что значения градиентов настолько малы, что ими можно пренебречь. Жиленков В.Н. провел эксперименты с пресной и минерализованной водой, которые показали, что толщины сольватных слоев на стенках пор составляют 10-6 и 10-8 см соответственно. При том, что размер порового канала в бетоне составляет ~ 10-4 см течение воды осуществимо, следовательно, начальный градиент давления отсутствует. Павилонский В.М. тоже утверждал о невозможности существования начального градиента давления, хотя эксперименты, проведенные им, говорили об обратном. Большинство опытов, проведенных им, показало, что при фильтрации воды через супесчаные и суглинистые пласты обнаруживается начальный градиент давления. Павилонский В.М. обосновывал невозможность его существования тем, что за счет неоднородности коллектора помимо закупоренных связанной водой пор, всегда есть такие поры, где количество связанной воды не препятствует фильтрации. К выводу об отсутствии начального градиента давления пришел Фоменко И.В., выполнив эксперименты на песчаниках с проницаемостью 0,1 мкм2. Несмотря на это утверждение, им была получено доказательство о нарушении линейного закона Дарси. Фильтрационная кривая была выпуклой к оси градиентов, линейность нарушалась при градиентах ниже 0,15. Среди более современных исследователей Бураков М.М. склоняется к тому, что проблема опытной регистрации параметров

нелинейного уравнения фильтрации при малых градиентах остается открытой и утверждает, что погрешность определения начального градиента может быть значительной и превышать само значение градиента.

Опыты, проведенные Требиным Ф.А. [46] по фильтрации воды и нефти в песчаниках, показывают, что до некоторого давления наблюдается линейная зависимость расхода жидкости от величины перепада. Однако, при превышении определенного значения давления для образцов, через которые фильтруется нефть расход жидкости начинает снижаться. Требин Ф.А. объясняет такое отклонение двумя причинами. Во-первых, адсорбцией углеводородных частиц на поверхности породы, которые суживают сечения поровых каналов. Во-вторых, изменением структуры породы. Точкой перегиба является критическое давление, при котором мелкие частицы породы отсоединяются от начальной структуры и оказываются в потоке. Тем самым потоку создается дополнительное сопротивление, скорость фильтрации падает и расход жидкости снижается.

Эксперименты по фильтрации через насыпные и несцементированные грунты, проведенные Деминым Н.В., Кисляковым Ю.П. и Морозовым В.Т. показали рост проницаемости с увеличением градиента напора [57]. Березкина Г.М. также исследовала водопроницаемость грунтов от градиента напора [56]. При проведении опытов она приходит к выводу о существовании градиента, ниже которого фильтрация не подчиняется закону Дарси. Для высокодисперсной глины это значение составляет ~15, а для гидрослюдистого суглинка ~3. В своей статье Березкина Г.М. ссылается на венгерских ученых Наги И. и Каради Г. [77], которые область нелинейной фильтрации характеризуют двумя градиентами: «начальным» при котором начинается фильтрация и «граничным» - после его достижения начинается фильтрация по закону Дарси. Очевидно, что значения градиентов, полученные Березкиной Г.М. являются «граничными», так как выше этих значений коэффициент фильтрации становится постоянным.

Экспериментальные исследования Коробова К.Я. и Антипина Ю.В. [14] по фильтрации 20%-ого водного раствора поваренной соли показывают, что проницаемость пористой среды зависит от градиента давления. Однако зависимость наблюдается только в определенном диапазоне значений градиентов. Выше некоторого критического значения градиента (0,003 МПа/м) проницаемость

становится постоянной. Гольдбергом В.М. и Скворцовой Н.П [32] были проведены эксперименты по фильтрации воды в глинах, которые подтвердили существование начального градиента давления, а также то, что величина коэффициента фильтрации зависит от градиента напора. Помимо этого, исследовалось влияние температуры на процесс фильтрации. Было выявлено, что с ростом температуры начальный градиент убывает, а при очень высоких температурах может вообще не проявляться. Нерпин С.В. и Хлопотенков Е.Д. предприняли попытку обобщить закон Дарси для нелинейной фильтрации воды в грунтах [19]. При этом использовались экспериментальные зависимости между влажностью и каппилярным числом с учетом реологических характеристик жидкостей.

В целом можно отметить, что еще в прошлом веке было проведено множество фильтрационных исследований, подтверждающих, что характер течения жидкости может быть нелинейным. Отмечен рост проницаемости с увеличением градиента напора и наличие критических (начальных) градиентов давления, характеризующих начало фильтрации. Однако, большая часть экспериментов проводилась при фильтрации воды, что не дает однозначного представления о процессе возникновения нелинейных эффектов. Далее будут рассмотрены более современные исследования фильтрации различных флюидов в низкопроницаемых пластах.

1.1.2 Современные экспериментальные исследования в области

нелинейной фильтрации

Фильтрация воды

На низкопроницаемом керне месторождений Shengli и Changqing (Китай) исследовалась однофазная фильтрация воды при остаточной нефтенасыщенности [17]. В результате было установлено, что для месторождения Shengli максимальный градиент давления составляет 0,653 МПа/м при проницаемости 0,543 мД, а минимальный - 0,004 МПа/м при проницаемости 7,1 мД. Для месторождения Changqing значение самого большого градиента давления практически совпадает с Shengli (0,654 МПа/м), однако, проницаемость ниже на порядок (0,048 мД).

Для оценки движения флюида в низкопроницаемом коллекторе были проведены эксперименты методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) для месторождений Changqing и Da Qing Yushu. Было выявлено, что с уменьшением

проницаемости доля подвижного флюида падает (рисунок 1), причем резкое падение наблюдается для проницаемостей менее 110-3 мкм2.

• 1 _ • V = 37,7WM'

4 Л ■—Т*

г у = 5,24831п(. )+31,235

*

• Da Qing Yushu " 9 Changqing

О --------1

О 1 МД 5 10 15 20 25 30

Проницаемость, мД

Рисунок 1 - Соотношение доли подвижного флюида и проницаемости в образцах пород месторождений Changqing и Da Qing Yushu

В целом, за последние тридцать лет Китае проделан большой объем работы по изучению нелинейной фильтрации в низкопроницаемых коллекторах. В работах [25, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114] исследуются эффекты нелинейной фильтрации на месторождениях с низкопроницаеми коллекторами.

В журнале «Наука и производство» опубликована статья Инь Сянцин и И Лун «Фильтрационная особенность в низкопроницаемых коллекторах» [40], где авторы приводят результаты экспериментальных исследований на 15 образцах низкопроницаемого керна. Из результатов исследований можно отметить, что для образцов с проницаемостью более 10 10-3 мкм2 нелинейные эффекты отсутствуют, а при проницаемости менее 110-3 мкм2 их влияние максимально.

Не всегда отклонения от закона Дарси по результатам экспериментальных исследований являются очевидными [41]. Так, например, вид фильтрационных кривых, полученных в результате проведения опытов на полностью водонасыщенных образцах керна с проницаемостью от 0,19 до 3,15 10-3 мкм2 не показывает однозначное проявление нелинейных эффектов (рисунок 2а). Однако, зависимость отношения эффективной проницаемости к абсолютной (Kapp/Kmax) от градиента давления демонстрирует нелинейность потока фильтрации при низких градиентах давления (рисунок 2б). Уменьшение проницаемости авторы объясняют наличием адсорбционного слоя воды, который сужает поры или полностью закрывает их. По мере увеличения градиента давления межмолекулярные связи,

удерживающие воду на стенках пор, преодолеваются и проницаемость стремится к постоянному значению.

Рисунок 2 - Экспериментальные зависимости между: а) скоростью фильтрации и градиентом давления б) отношением эффективной проницаемости к абсолютной и

градиентом давления

Не менее важной частью исследования в рамках данной работы является расчет толщин адсорбированных слоев воды и изменение их значений в зависимости от градиента давления. Предположив, что керн состоит из капилляров различного радиуса и на их поверхности имеется связанная вода авторы, представляют уравнение Пуазейля в следующем виде:

8^1

(2)

Здесь г - расстояние от центра стенки поры, Дг - толщина адсорбированного слоя воды. Значения радиусов пор (п) были получены с помощью ртутной капиллярометрии, далее рассчитаны толщины пограничных слоев воды (Дг) для всех образцов керна при различных градиентах давления. Полученные зависимости представлены на рисунке 3 (а,б).

Видно, что с увеличением градиента давления толщина пристенного слоя (НЬ) уменьшается (рисунок 3а). Также очевидно, что чем больше проницаемость образца, тем меньше количество связанной воды в порах (рисунок 3б), на это указывает отношение Нb/Ra. К такому же выводу пришли XU Shao-liang и YUE Xiang-an [42, 43], обнаружив уменьшение слоя адсорбированной воды с увеличением градиента давления.

Рисунок 3 - Экспериментальные зависимости между: а) толщиной пристенного слоя (НЬ) и градиентом давления б) Нb/Ra (Ra - максимальный радиус поры) и

градиентом давления

В научно-исследовательской работе (НИР) Повжика Г.П. [18] приводятся результаты лабораторных исследований по определению градиента давления в карбонатных коллекторах порового и порово-трещинного типа. В НИР были поставлены две серии экспериментов по однофазной фильтрации воды через керновую модель с объемной скоростью 0,005 см3/мин:

1) На нефтенасыщенных образцах керна с остаточной водонасыщенностью (4 эксперимента);

2) На полностью нефтенасыщенных моделях пласта (8 экспериментов).

Вторая серия экспериментов была проведена для исключения влияния

остаточной воды на зависимость градиентов от коллекторских свойств пород. На рисунке 4 представлена первая серия экспериментов (с остаточной водонасыщенностью). Из представленных графиков видно, что зависимостей начального градиента давления от пористости и проницаемости не выявлено.

Автор отмечает, что отсутствие корреляции может быть связано с различной величиной остаточной водонасыщенности по образцам керна. Поэтому следующие исследования были продолжены на полностью нефтенасыщенных образцах (рисунок 5). Стоит отметить, что две керновые модели не могут являться кондиционными, так как были частично разрушены при их подготовке к исследованиям (обведены в кружок). При анализе остальных экспериментальных точек можно говорить, что зависимость градиентов давления от коллекторских свойств не фиксируется. Однако, при дифференциации образцов на поровые и порово-трещинные типы прослеживается обратно-пропорциональная зависимость.

Величина градиента давления снижается при увеличении пористости и проницаемости.

а) б)

Рисунок 4 - Зависимость начального градиента давления фильтрации от пористости (а) и абсолютной проницаемости по газу (б) нефтенасыщенных керновых моделей пласта с остаточной водонасыщенностью

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Туманова Екатерина Сергеевна, 2025 год

/ /

/ 1 А

. ........" • .-■ А

»

0 5 10 15 20 25 Градиент давления, бар/м 0 5 10 15 20 Градиент давления, бар/м

Рисунок 91 - Примеры зависимостей Бо от градиентов давления

3- 0,0025 Образец 1 0,012 Образец 3

и

5 х 0,002 г ц 0,01 С,СС5 _■_

=г

0,0015 1Т5

О. н с,ссе

- 0,001 ф с;

-1- Ф

11 £ 0,0005 .0 1-

и С,СС2 Ф

и а

1 0 • * * а г. * •

5 10 15 20 25 5 и 5 10 15 20

Градиен-даз/ения, бар/м Градиент давления, бар/м

Рисунок 92 - Примеры зависимостей скорости фильтрации от градиентов давления

В работе [98] на элементе однородной однослойной гидродинамической модели при физико-химических и термобарических условиях Приобского нефтяного месторождения, содержащего низкопроницаемые коллектора, исследовано влияние различного подхода к нулю зависимости скорости фильтрации от градиента давления на показатели разработки. Показано, в частности, что если зависимость доходит до нуля (до начала координат), то имеются перспективы разработки низкопроницаемого коллектора с применением заводнения. Если же зависимость скорости фильтрации упирается на оси абсцисс в высокое значение градиентов давления, то закачка воды в пласт будет низкоэффективной. Примеры разнообразия полученных результатов (рисунки 91, 92) свидетельствуют о том, что определенную зависимость скорости от градиента давления, либо параметр Бо, вводить в гидродинамическую модель на основании лабораторных исследований проблематично. Предлагается находить эти данные из фактических показателей разработки (в частности, параметр Бо) в процессе адаптации модели.

Первым этапом расчетов на секторной модели являлась адаптация добывающих скважин по данным фактической эксплуатации с учетом и без учета нелинейной фильтрации. Настройка истории разработки осуществлялась на режиме фактического дебита жидкости. Учитывая низкую обводненность скважин опытного участка и отсутствие фактических замеров пластового давления, основным параметром настройки являлась динамика забойного давления по скважинам, замеряемое с помощью датчиков ТМС, размещенных на приеме насоса. Для адаптации динамики забойного давления была проведена серия гидродинамических расчетов, различающихся комбинацией градиентов давления, множителя на поток и проницаемостью пласта. В результате, для каждой скважины был определен набор параметров нелинейной фильтрации, обеспечивающий наилучшую сходимость расчетных и фактических значений забойного давления (рисунок 93).

Для сравнения синей пунктирной линией (вариант 1) представлено поведение динамики забойного давления без учета экспериментальных зависимостей, а синей

и и / "1 \ и 1 и

сплошной линией (вариант 1а) варианты попыток адаптации с линейной фильтрацией с помощью изменения параметра проницаемости. Наблюдается сильное расхождение расчетных и фактических данных без учета нелинейности. Основная причина в том, что, в модели линейной фильтрации не удается ограничить зону дренирования скважин, нефть притекает к скважинам со всего участка, что препятствует снижению забойного давления, что наблюдается даже при снижении проницаемости в два раза (вариант 1а). При этом из графиков видно, что учет экспериментальных зависимостей позволяет создать ограниченную область дренирования, что характерно для низкопроницаемых коллекторов. В результате, в районе ГС происходит снижение расчетного пластового давления, и полученная динамика забойного давления хорошо согласуется с фактической (красная линия).

Забойное давление, бар

140 120 100 30 60 40

(ч » к \ 1 ч - СКЕ . 24Г

\

\ \ -- "ч

л Ч ✓ ч / /

4 !

> 1

Месяцы

140

Забойное давление, бар

л л * л

/ 1 * ■

\ \ ■ — / / \ V — — -- /

/ \

/ У <* < >

Месяцы

140 120 100 80 60 40 20 0

Забойное давление, бар

е. 232Г

1 1 1_к ч

А\ V у / У

ч \ V / 1

N и |Ч >< м г

Месяцы

— — *Вар 1_Линейная (Кпр_исн) -Бар 1в_Линейная (0.5*Кпр_исн)

Рисунок 93 - Примеры адаптации динамики забойного давления по скважинам с

учетом нелинейной фильтрации

Многие исследователи приходят к выводу, что учет нелинейности в модели

значительно влияет на процессы нефтеизвлечения, что проявляется либо в снижении

величины КИН, либо в большем сроке разработки [34, 35, 36, 98, 99, 113]. В связи с чем

использование параметров нелинейной фильтрации также актуально при обосновании

нефтеотдачи при гидродинамическом моделировании. Поэтому на следующем этапе,

на базе двух вариантов адаптации (варианты 1 и 2), проводились прогнозные расчеты

в целях оценки влияния эффекта нелинейной фильтрации на уровни добычи нефти.

Расчеты выполнены на трехлетний период при задании ограничения по минимальному

забойному давлению (на приеме насоса) 30 бар. На рисунке 94 приведено

сопоставление динамик дебита нефти и забойного давления по вариантам. Из графиков

видно, что при расчете в условиях линейной фильтрации начиная с прогнозного

периода дебит нефти резко растет, что обусловлено некорректным поведением

забойного давления. В таблице 10 приведено сопоставление накопленной добычи

нефти по каждой скважине и в целом по участку. Анализ представленных в таблице 10

127

данных показывает, что при расчете в условиях линейной фильтрации добыча нефти может быть существенно завышена. Погрешность по скважинам варьирует от 28 до 123% и в среднем составляет 80%.

В дальнейшем данный подход был использован для адаптации полномасштабной гидродинамической модели. Поскольку исходный вид зависимостей начального и предельного градиента давления от проницаемости в результате адаптации сектора практически не изменился, основными изменяемыми параметрами для настройки фактической эксплуатации скважин были множитель на поток нефти (Бо) и абсолютная газопроницаемость пласта. Поле проницаемости до и после адаптации ГДМ приведено на рисунке 95.

• Факт — — —Линейная Нелинейная

Рисунок 94 - Динамика прогнозных показателей на ближайшую перспективу

Таблица 10 - Сопоставление прогнозной накопленной добычи нефти

Скважина Накопленная добыча нефти за 3 года, тыс.м3 Разница в добыче нефти

линейная нелинейная 3 тыс.м3 %

№1 10,0 6,9 3,2 48

№2 18,2 8,4 9,7 115

№3 13,7 6,2 7,4 119

№4 9,5 4,2 5,2 123

№5 7,1 5,6 1,5 26

№6 8,8 6,1 2,7 45

№7 7,2 4,4 2,8 63

№8 13,4 7,9 5,5 69

№9 10,6 8,3 2,3 28

№10 20,2 9,5 10,8 114

№11 17,5 7,9 9,6 121

В целом 136,1 75,5 60,6 80

Рисунок 95 - Распределение абсолютной газопроницаемости в ГДМ до и после

адаптации

Неравномерное распределение абсолютной газопроницаемости по залежи коррелируется с продуктивностью скважин. Участок залежи, где абсолютная проницаемость по газу составляет 2-5 мД (в среднем 3,6 мД) соответствует высокопродуктивным скважинам (рисунки 25-27, группы 1-3а), а зоны с проницаемостью менее 2 мД (в среднем 1,2 мД) скважинам с низкой продуктивностью

(рисунки 25-27, группы 1-3б). Интересно отметить, что между параметром Fo и абсолютной проницаемостью пласта по газу прослеживается высокая степень корреляции (рисунок 96). Поскольку параметр Fo определяет долю жидкости в пласте, которая течет еще до достижения начального градиента давления можно представить, что этот параметр отражает долю капилляров с ньютоновскими свойствами (рисунок 91, образец 1). В дальнейшем по мере роста градиента давления увеличивается доля ньютоновских капилляров и соответственно множитель на подвижность Fo.

0.9

<и O.i

0.7

х 0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

w

о О * о

о о в О

у = ( R 3.0724е 2 = 0.9112 i 4 'о • О

о • > о О

1 о > 1 О л

о g О о

* ( • . .« V • ж - - о < • о

оаыпшгав )0

о Чпо** о

0.5

1.5

2.5

3.5

4.5

5.5

Проницаемость по газу, мД

Рисунок 96 - Зависимость параметра F0 от абсолютной проницаемости по газу

4.3 Определение режимов дренирования пластовых флюидов с помощью диагностических графиков

Многие объекты с низкопроницаемыми коллекторами разрабатываются с

системой поддержания пластового давления (ППД). Анализу эффективности

разработки с применением заводнения посвящены работы [120, 123, 124, 125, 126, 127,

128, 129, 130, 131, 132, 133, 134]. В ряде публикаций [131, 132] освещается опыт

положительного влияния закачки на нефтеотдачу, но в большей степени внедрение

нагнетательных скважин в систему разработки не оказывает положительного эффекта

на добычу [160, 161, 162]. Например, большой опыт разработки на естественном

режиме накоплен на месторождениях Bakken, EagleFord, Permian Basin [148, 149, 150,

151]. Успешность заводнения в нетрадиционных коллекторах зависит от совокупности

многих технологических решений: расстояния между добывающей и нагнетательной

скважиной, их соотношения, давления закачки, качества закачиваемой воды и других.

Не оптимальные решения могут вызвать ряд негативных последствий. Слишком

большое расстояние может привести к отсутствию гидродинамической связи между

130

добывающей и нагнетательной скважиной, слишком малое - к преждевременному обводнению. Кроме этого, проявление эффективности системы ППД в низкопроницаемых коллекторах менее выражено по сравнению с высокопроницаемыми (рисунок 97).

Рисунок 97 - Представление об эффективности системы ППД в низкопроницаемых и

традиционных коллекторах

Обратная связь на закачку фиксируется позднее и не так явно выражена, как в традиционных коллекторах. Чаще реакция добывающих скважин на нагнетательные проявляется в виде стабилизации дебита нефти, реже отмечается его рост. Таким образом из-за не очевидного отклика на закачку можно сделать ошибочные предположения об эффективности от системы ППД. Поэтому важной задачей является подобрать способ анализа, реально отражающий на каких режимах работают добывающие скважины, эксплуатирующие низкопроницаемые коллектора.

Вопрос эффективности системы ППД является актуальным для объекта исследования - залежи пласта АСз. Учитывая низкую проницаемость коллектора анализ темпов падения дебитов нефти показывает, что лишь небольшая часть скважин реагирует на закачку ростом дебита, по остальным скважинам наблюдается стабилизация или падение дебитов.

Анализ темпов падения дебитов не дает реального представления о том, существует ли гидродинамическая связь между добывающими и нагнетательными скважинами. Поэтому в работе предлагается применить метод анализа, который дает более четкое представление о режиме работы добывающих скважин. Данный метод базируется на формуле притока:

Ян = Кпрод * Опл.тек. ^гал.тек.)

(4.22)

и уравнении материального баланса:

р _ р - qh нак (4 23)

'пл.тек. _ 'пл.нач. у^ (4-23)

где qH — дебит нефти, Кпрод - коэффициент продуктивности, Рпл.тек. - текущее пластовое давление, Ргал.тек. - текущее давление на галерее, Qн нак - накопленная добыча нефти, V - дренируемый объем, в - сжимаемость (в = твж + вп).

Подход, включающий различные комбинации уравнений материального баланса и притока, широко используется при анализе эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин (например, в программных комплексах TOPAZ NL, RTA).

В нашем случае на основе формул (4.22) и (4.23) проводится построение и анализ специальных диагностических графиков. Для повышения наглядности анализа все расчеты и построения осуществляются в рамках программы Excel. Исходя из формул (4.22, 4.23) получены следующие уравнения:

@н нак т/д /'^пл.нач.-^гал.тек^ /л /■> i\

—— _ ^Р * (—--) - к— (424)

Чн Чн Кпрод

^н _ ™ ^ i^пл.нач.-^гал.текЛ _ Кпрод 25^

п _ прод ( п I ( .)

^н нак 4 ^н нак ' "Р

Введя обозначения Ун1, Хн1, Ун2, Хн2, ai, bi, a2, b2, уравнения можно представить в общем виде:

Гн1 _ а1 • —

^н2 _ а2 • - ^2

Здесь Ун1 _ —

Р —Р

у _ Рпл.нач. Ргал.тек.

z

а1 _ V • р

bi_

Кпрод

Аналогичные уравнения можно вывести для анализа промысловых данных по воде. Для этого дебит (дн) и накопленную добычу нефти ^н нак) нужно заменить на дебит (дв) и накопленную добычу воды ^в нак).

Оценка режимов добывающих скважин заключается в построении и анализе диагностических графиков на основе уравнений (4.24, 4.25). Данный метод анализа позволяет оценивать режимы работы добывающих скважин (истощение, ППД), определять время отклика на закачку воды, коэффициенты продуктивности, а также

идентифицировать источники обводнения в добывающих скважинах. Рассмотрим несколько примеров интерпретации промысловых данных на конкретных скважинах.

Разработка на режиме истощения

В данном примере использованы промысловые данные по скважине, которая находится вне зоны влияния закачки (ближайшее окружение - только добывающие скважины). Представленная скважина характеризуется падающим дебитом нефти и невысокой стабильной обводненностью. На графике в координатах Ун1, Хн1 точки выстраиваются в линию, что указывает на эксплуатацию скважины на естественном режиме (рисунок 98). Из графика Ун2 = А(Хн2) можно вычислить коэффициент продуктивности, который будет равен отношению ДУн2 к ДХн2.

Рисунок 98 - Разработка на режиме истощения Влияние нагнетательных скважин на добывающие

Эффективность системы ППД зависит от многих факторов, которые в свою очередь можно разделить на две группы - геологические и технологические. К первой группе относятся фильтрационные характеристики пласта, неоднородность коллектора, наличие тектонических нарушений и др. Среди технологических факторов можно выделить - расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, конструкции скважин, режимы работы. В зависимости от совокупности факторов степень влияния закачки может быть различной. Поэтому рассмотрим два случая

проявления реакции добывающих скважин на нагнетательные - в виде стабилизации (рисунок 99) и роста дебита нефти (рисунок 100).

Исходя из графиков на рисунке 99 можно сделать следующие выводы:

1) На схеме видно, что в ближайшем окружении добывающей скважины находится нагнетательная наклонно-направленная скважина. График Yнl = f(Xнl) уже не выстраивается в линию как на рисунке 98. Несмотря на присутствие тренда, расположение точек приобретает «хаотичный» характер, что указывает на некоторое незначительное влияние закачки.

2) В координатах Yн2, Xн2 наблюдается излом, что свидетельствует об изменении коэффициента продуктивности. Начальный период (область зеленых точек) - соответствует более высокому коэффициенту (6 м3/сут/МПа), который в дальнейшем снижается (область коричневых точек) до 2 м3/сут/МПа.

Рисунок 99 - Влияние ППД (стабилизация дебита нефти) На рисунке 100 представлен случай с более характерным влиянием ППД. В координатах Yн2, Xн2 розовые точки начинают резко выбиваться из тренда, что говорит об интенсивном влиянии закачки. На графике разработки пунктирной линией отмечено начало влияния нагнетания (что соответствует области коричневых точек), после которого наблюдается тенденция роста дебита нефти в добывающей скважине. Можно

отметить, что эффект от ППД для данной системы разработки наблюдается спустя ~ 28 месяцев после начала закачки.

Рисунок 100 - Влияние ППД (рост дебита нефти)

Определение источников обводнения в добывающих скважинах

Для интерпретации источников обводнения необходим анализ двух графиков, показывающих реакцию добывающей скважины отдельно по фактическим показателям по нефти и отдельно по воде. Рассмотрим два примера с различными источниками обводнения добывающих скважин в процессе разработки. На рисунке 101 представлена скважина, вступившая в эксплуатацию с низким значением обводненности (~10%). Однако, спустя 14 месяцев наблюдается резкое обводнение ~80%. На графике в координатах Ув1 = ^Хв1) точки разделяются на две области, что свидетельствует об увеличении коэффициента продуктивности по воде (розовые точки) в добывающей скважине. Стоит обратить внимание, что после стремительного роста обводненности, точки на графике Ун1 = ^Хщ) начинают отклоняться от тренда, что указывает на влияние закачки. В подобном случае можно сделать вывод, что рост обводненности в добывающей скважине связан с закачиваемой водой, т.е. прорыв произошел от нагнетательной скважины.

Рисунок 101 - Прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину Другой причиной увеличения обводненности в добывающей скважине может являться переток воды из нецелевых водоносных пластов (через трещины МГРП, заколонный переток и др.). На рисунке 102 представлен график Yвl = ^Хв1), где также присутствует разделение точек на две области, но в отличие от предыдущего примера график Yнl = ДХщ) выстраивается в прямую линию, что указывает на режим истощения. Таким образом, для того, чтобы определить причину обводнения скважины, необходимо фиксировать поведение точек на графике, где используются данные по нефти. Если в координатах Yнl, Хн1 отмечен режим ППД, вода поступает в скважину из собственного пласта (от нагнетательной), при режиме истощения приток воды поступает в скважину из нецелевого объекта.

Рисунок 102 - Рост обводненности в добывающей скважине из внешнего источника

Описанный выше способ анализа был применен для оценки режимов работы скважин для залежи пласта АСз. Для каждой добывающей скважины (находящейся в зоне потенциального влияния закачки) были построены аналогичные наборы диагностических графиков. С помощью проведенного анализа было выявлено, что примерно в 50% добывающих скважин отмечена реакция на закачку, остальная часть фонда работает на режиме истощения (рисунок 103). Отклик на закачку наблюдается в основном проявляется в виде стабилизации дебита. Также необходимо отметить, что между структурным фактором и эффективностью системы ППД установлена взаимосвязь. Из рисунка 104 видно, что реагирующие скважины находятся в купольной части залежи, а не реагирующие в погруженных зонах залежи.

Рисунок 103 - Разделение добывающих скважин на группы в зависимости от влияния

(отсутствия влияния) закачки

Рисунок 104 - Взаимосвязь эффективности системы ППД с глубиной пласта

4.4 Анализ зависимостей коэффициента микроохвата фильтрацией от геолого-физических и геолого-технологических факторов разработки нефтяной залежи АС3

Для анализа величин Коф в промысловых условиях были использованы фактические данные по 72 ГС. Выборка скважин осуществлялась исходя из наличия замеров забойных давлений и минимального срока эксплуатации скважины (Тэ>12 месяцев). Таким образом для расчета величин Коф, использовались данные, представленные в таблице 11.

Таблица 11 - Данные, необходимые для оценки коэффициента микроохвата фильтрацией по скважинам_

Данные о фактической эксплуатации скважин - добыча нефти; - дебит нефти; - давление на приеме насоса

Геолого-физические характеристики пласта - начальное пластовое давление; - пористость; - нефтенасыщенность; - сжимаемость нефти, воды, породы; - эффективная нефтенасыщенная толщина;

Изменение свойств нефти и газа от давления - зависимость объемного коэффициента от давления; - зависимость вязкости нефти от давления; - зависимость газосодержания от давления;

Эмпирические коэффициенты Коэффициенты, полученные в результате обработки лабораторных данных фильтрационных исследования образцов керна из залежи пласта АСз

Конструкция скважин Длина горизонтального ствола

Оценка величин коэффициента микроохвата фильтрацией по данным фактической эксплуатации скважин

Как было описано ранее (глава 3), величина Коф характеризует микроохват

фильтрацией относительно всех пор. Для представления о микроохвате фильтрацией

относительно нефтенасыщенных пор (Кофн) разделим полученные значения Коф на

нефтенасыщенность пласта в районах скважин. На рисунке 105 представлено

изменение Кофн от максимальной фазовой проницаемости по нефти и абсолютной

проницаемости по газу. Между коэффициентом микроохвата фильтрацией (Кофн) и

проницаемостью коллектора (К н макс, Кг абс) в районе скважин наблюдается тесная

функциональная связь. Обусловлено это тем, что эксплуатация скважин производилась

в рамках технологических ограничений по забойному давлению, связанных с

139

условиями работы ЭЦН. Из графика ВИДНО, ЧТО Кофн изменяется от 0,05 до 0,44 д.ед. Основная часть скважин сосредоточена в области до 0,35 д.ед. с диапазоном абсолютной проницаемости до 0,01 мкм2.

Необходимо отметить, что значения Кофн и Кн макс рассчитывались в период эксплуатации скважин помесячно, затем осреднялись во времени. На графиках (рисунок 105) представлены осредненные значения за несколько месяцев. Интервал осреднения был выбран исходя из двух ограничений, во-первых, не учитывались первые месяцы эксплуатации скважины (максимальный эффект от МГРП), во-вторых, в осреднении не участвовали месяцы, где с помощью диагностических графиков наблюдалось влияние закачки.

0.60

0.50

0.40

0.30

0.20

0.10

0.00

...... •

V а' *

4 У = 0.10781П И2 = 0 [х) +1.1414 9466

(

0.60

0.50

• 0.40 ч! О)

0.30

£ 0.20

0.10

0.00

•

к л г, • \ •

4 у = 0.14051п(х) +1. В? = 0.9365 0312

/

1 •

0.000 0.001 0.002 0.003 0.004 0.005 Кн макс, мкм2

а)

0.000 0.010 0.020 0.030 0.040 0.050

Кг абс, мкм2

б)

Рисунок 105 - Зависимость Кофн от максимальной фазовой нефтепроницаемости (а) и

абсолютной проницаемости по газу (б)

Представленный ранее анализ фактической эксплуатации скважин (глава 2, раздел 2.1), а также оценка режимов дренирования (раздел 4.3) показывает, что накопленная добыча нефти, темпы падения дебитов, реакция скважин на закачку имеет взаимосвязь со структурным фактором (глубиной пласта). На рисунке 106 представлена зависимость Кофн от глубины пласта, которая подтверждает, полученные ранее выводы о том, что в купольной части залежи расположены более продуктивные скважины. Уменьшение коэффициента охвата фильтрацией с увеличением глубины пласта объясняется меньшими значениями проницаемости и нефтенасыщенности в погруженных зонах залежи (рисунок 107).

Рисунок 106 - Зависимость коэффициента микроохвата фильтрацией от глубины

кровли пласта

0.0010

0.0003

5 0.0006

0.0004

0.0002

• •

0.55

<и 0.50

• • •

^ = 0.4552

0.45

и 0.40

•V •

* **

0.35

0.0000

а

• 02 _ Л Л Г\ Л

• • • К - и.404/ • • • • » •

р _4 и

•

4 1360 1330 1900 1920 1940 1960 Глубина кровли пласта, м

1340 1360 1330 1900 1920 1940 1960 Глубина кровли пласта, м

а) б)

Рисунок 107 - Зависимость максимальной фазовой проницаемости по нефти (а) и нефтенасыщенности (б) от глубины кровли пласта

Сравнение результатов, полученных при оценке коэффициента микроохвата фильтрацией и режимов дренирования по скважинам

Ранее (раздел 4.3) при оценке режимов дренирования пласта, скважины были разделены на группы в зависимости от эффективности реализуемой на месторождении системы ППД. Выполненный анализ показал, что среди добывающих скважин (имеющих в соседнем окружении нагнетательные) в ~50% случаев была отмечена реакция на закачку, соответственно остальная половина скважин не реагируют на нагнетательный фонд и работают на естественном режиме. На рисунке 108 показаны представленные ранее зависимости Кофн и Кн макс от глубины пласта, но с разделением скважин на группы в зависимости от реакции на систему ППД. Видно, что реагирующие на ППД скважины находятся преимущественно на глубинах выше 1900

м. Реагирующие скважины в сравнении с нижележащими скважинами характеризуются более высокими значениями коэффициентов микроохвата фильтрацией (Кофн>0,2) и максимальной фазовой нефтепроницаемости пласта (Кн

макс>0,0002 мкм2)

а) б)

Рисунок 108 - Взаимосвязь результатов об эффективности системы ППД с полученными по скважинам коэффициентами микроохвата фильтрацией (а) и максимальной фазовой нефтепроницаемостью (б)

Подтверждением выводов об эффективности/неэффективности системы ППД является максимально возможная дальность реагирования, которую можно посчитать для каждой добывающей скважины. Дальность реагирования — это то расстояние от скважины, на котором возможна фильтрация жидкости в пласте. Фильтрация в пласте начинается при определенном начальном градиенте сдвига, который, как было доказано при интерпретации лабораторных исследований керна (глава 2, раздел 2.3) зависит от проницаемости. Тогда расстояние Ь на котором будет происходит фильтрация:

т _ Рзаб.нагн- Ргал.доб _ 320—50+24) _ 246

Г0 Г0 Г0

(4.26)

Здесь Рзаб.нагн - максимальное забойное давление в нагнетательной скважине (бар), Ргал.доб. - минимальное давление в добывающей галерее (бар), Го - начальный градиент сдвига (бар/м). Зависимость между начальным градиентом сдвига и проницаемостью Кн макс описывается степенным уравнением:

Кн

№ Г0

(4.27)

где Ш и и - эмпирические коэффициенты.

Выразив Го из уравнения (4.27) и подставив в выражение (4.26) получим:

Ь = нмакс (4.28)

№

Согласно уравнению (4.28) получившиеся значения Ь по скважинам показывают возможно ли влияние закачки при сложившийся системе разработки. Если Ь превышает расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной, то добывающие скважины будут реагировать на нагнетательные. На рисунке 109 представлено сопоставление результатов, об эффективности системы ППД, полученных при анализе диагностических графиков (раздел 4.3) с расстоянием Ь. Скважины разделены на две группы в зависимости от расстояния между добычей и нагнетанием (800 и 400м). Зеленым цветом отмечены скважины, где отмечается реакция на закачку, красными - где отсутствует реакция. Совпадением результатов считается, если для зеленых скважин расстояние Ь получилось более 800/400м, а для красных наоборот менее 800/400м. Сопоставление по скважинам показало, что лишь в 9 скважинах (отмечены крестиком) наблюдается несогласованность результатов. В ~80% случаев эффективность системы ППД подтверждается расстоянием Ь.

Рисунок 109 - Сопоставление результатов по реагирующим/не реагирующим на

закачку скважинам с расстоянием Ь

Согласованность величин Кофн, Кн макс и Ь с результатами об эффективности системы ППД подтверждает корректность их расчета и возможность использования предложенных формул как инструмента для оценки эффективности реализуемой системы разработки на залежи пласта АСз исследуемого месторождения.

Оценка влияния длины горизонтального ствола скважины и направления трещин МГРП на коэффициент микроохвата фильтрацией

В процессе опытно - промышленных работ на месторождении проведены эксперименты в промышленных масштабах по уменьшению расстояния между скважинами при разбуривании залежи, увеличению длины горизонтальных стволов, изменению направления горизонтальных стволов относительно регионального направления трещин ГРП в пласте. Эффективность экспериментов можно оценивать путем сравнения коэффициентов микроохвата фильтрацией при одинаковых параметрах, не связанных функционально с процессом фильтрации. Довольно четкая зависимость наблюдается по скважинам между коэффициентами микроохвата фильтрацией и глубиной кровли пласта. Сравнивая тренды этих зависимостей по группам скважин можно оценить влияние результатов промышленных экспериментов на микроохват пласта процессом фильтрации.

Так, например, линия тренда в группе скважин с ГС, расположенных поперек регионального направления трещин ГРП, оказалась несколько выше, чем в группе скважин с ГС, расположенных вдоль регионального направления трещин ГРП (рисунок 110а), что согласуется с данными расчетов на гидродинамической модели (см. ниже). Увеличение длины ГС с 1000 до 1600м сопровождалось уменьшением расстояния между скважинами с 800 до 400м. Для оценки данных мероприятий из общего числа анализируемых скважин были исключены ГС с поперечными трещинами. Можно предположить, что удлинение стволов скважин с одновременным уменьшением расстояния между ними способствует более полному микорохвату пласта процессом фильтрации, что прослеживается по трендам на рисунке 110б.

Данные мероприятия были учтены в рекомендуемом варианте разработки залежи пласта АСз [189]. Решение о сокращении расстояния между скважинами и удлинении горизонтальных стволов было тиражировано на проектную часть залежи. Не смотря на фактическую эффективность поперечных трещин, при закачке воды в такие скважины был зафиксирован резкий рост обводненности в соседних добывающих ГС. Для минимизации рисков быстрого обводнения в проектном документе было принято решение о бурение ГС с продольными трещинами.

Анализ влияния длины ГС и направления трещин ГРП на Кофн также проводился с помощью гидродинамических расчетов на мини-модели пласта. На рисунке 111

144

приведены виды секторов. По результатам расчетов при прочих равных условиях выявлено, что длина ГС практически не влияет на величину Кофн (рисунок 112б). С уменьшением длины до 1000 м микроохват фильтрацией увеличивается (на ~12%), поскольку радиальный поток на концах скважины вносит больший вклад, чем при длине 1600 м. Данные расчетов несколько противоречат результатам на рисунке 111б. Это можно объяснить тем, что реальный пласт является анизотропным по коллекторским свойствам как по латерали, так и по вертикали, поэтому концевые эффекты при разных длинах ГС нивелируются. Изменение направления трещин МГРП более явно влияет на микроохват фильтрацией (рисунок 112а). Очевидно, что перпендикулярное направление относительно ствола обеспечивает больший коэффициент микроохвата фильтрацией. В среднем эффективность данного мероприятия по расчетам на секторе оценивается на уровне 40 %, что согласуется с результатами анализа по скважинам (рисунок 111а).

а) б)

Рисунок 110 - Оценка влияния направления трещин МГРП (а), длины ГС и расстояния между скважинами (б) на коэффициент микроохвата фильтрацией

Рисунок 111 - Виды секторных моделей 145

а) б)

Рисунок 112 - Влияние длины горизонтального ствола (а) и направления трещин МГРП (б) на коэффициент микроохвата фильтрацией

4.5 Пути повышения коэффициента микроохвата фильтрацией при оптимизации процесса разработки залежи

Оценка коэффициентов микроохвата фильтрацией и проницаемости пласта в районах добывающих скважин показала неоднозначность этих величин по площади залежи. Значения пласта по проницаемости напрямую влияет на величину коэффициента микроохвата фильтрацией. Полученная зависимость между фазовой нефтепроницаемостью (Кн макс) и глубиной пласта является основой для решений о размещении проектного фонда в неразбуренных частях залежи. Одним из главных вопросов при выборе сетки скважин является выбор расстояния между добывающей и нагнетательной скважиной (Ь), при котором вытеснение было бы максимально эффективно. В сложившихся условиях актуально решение обратной задачи - задаваясь некоторыми величинами Кофн и Кн макс определять оптимальное расстояние Ь. На структурной карте залежи пласта АСз (рисунок 113) видно, что неохваченные бурением зоны находятся на глубинах 1910-1970м.

Рисунок 113 - Вид структурной поверхности залежи пласта АСз из ГДМ

Согласно зависимости Кн макс от глубины пласта (рисунок 107а), полученной по фактическим скважинам, максимальная фазовая нефтепроницаемость в погруженных зонах варьирует от 0,00002 до 0,0003 мкм2.

Расстояние Ь можно выразить из формулы (3.13), (раздел 3.1):

Коф = 1-

е• т( Мн+ ^ нфи-Ч+ь

(4.29)

ДР

Здесь Г=— , где перепад давления (ДР) равен разнице давлений между

добывающей (50 бар) и нагнетательной (320 бар) скважинами. Однако, учитывая внутреннее сопротивление при поступлении нефти в добывающую скважину, на давление в галерее вводится некоторая поправка (раздел 3.4), которая в среднем по скважинам составляет 24 бара. Исходя из этого, перепад давлений будет равен:

ДР = 320-(50+24) = 246 бар

Тогда Ь равно:

ь =

(1-К0ф}(Е^(Мн+^Кн макс)+Р-1

(4.30)

ЕХР

-Мн

В результате была получена номограмма для определения расстояния Ь для различных фазовых проницаемостей (глубин) пласта по нефти (рисунок 114).

Рисунок 114 - Номограмма зависимостей Кофн от Ь для разных зон пласта АСз

По графикам на рисунке 114 можно сделать следующие выводы:

- фактическая сетка скважин с расстоянием 400м может обеспечить Кофн от 0,04 до 0,17 д.ед., при этом в зонах глубже 1950м организация системы ППД не имеет смысла;

- сокращение расстояния между скважинами приводит к увеличению Кофн, однако, для самых глубоких зон (>1950м) микроохват фильтрацией также практически равен нулю;

- для разбуренной части пласта с улучшенными коллекторскими свойствами Кофн по скважинам в среднем составляет 0,3 д.ед. (при Ь=800м). Достижение такой величины Кофн в неразбуренных зонах (1910-1920м) возможно только при сокращении расстояния между добычей и закачкой до 70-120м;

- для зон на глубинах 1930-1940м возможно достигнуть значение Кофн=0,2 при расстоянии 80-100м;

- на глубинах 1950-1960м даже при расстоянии менее 100м микроохват фильтрацией равен ~0,1 д.ед., что говорит о малой эффективности ППД и возможности

разработки таких зон на естественном режиме.

148

1

Е

В целом данная номограммы позволяет проводить анализ применимости системы ППД в зависимости от глубины (проницаемости - Кн макс) пласта, а также формировать прогнозные варианты размещения скважин.

Применение многозабойных скважин (на разбуренном участке залежи пласта АСз)

Анализ фактической работы скважин, оценка режимов дренирования и коэффициентов микроохвата фильтрацией по скважинам показывает значительную изменчивость коллекторских свойств по площади залежи. Установлено, что чем больше глубина залежи, тем меньше фазовая нефтепроницаемость и нефтенасыщенность пласта. Купольная часть залежи обладает наиболее благоприятными условиями для разработки, в частности для реализации системы ППД. Максимальная фазовая нефтепроницаемость пласта в зонах с глубинами 1855-1900 м варьирует от ~0,0003 до 0,001 мкм2. При данных ФЕС в условиях сложившейся системы разработки часть добывающих скважин реагирует на закачку воды (раздел 4.з). Однако, учитывая, что расстояние между рядами составляет 800 м и нагнетание ведется в наклонно-направленные скважины, актуальным является вопрос дальнейшей оптимизации системы разработки в целях повышения коэффициента охвата фильтрацией.

Одной из практик, которая последние годы внедряется при разработке низкопроницаемых коллекторов, является бурение скважин сложной архитектуры [140, 141, 142, 143, 144, 145, 146, 147]. Одна скважина состоит из основного ствола и одного или более ответвлений. Скважины сложной архитектуры опробованы на Сыморьяхском, Ванкорском, Восточно-Мессояхском, Нивагальском, Хиагдинском, Песцовом и других месторождениях. Многозабойные скважины решили проблему неренабельности низкопродуктивных коллекторов, так как бурение МЗС и МЗГС требует меньшего объема буровых работ (за счет меньшего количества основных стволов). Еще одним плюсом многозабойных скважин является то, что забуривание боковых стволов возможно из уже пробуренных скважин. При этом коэффициент микроохвата по сравнению с традиционными ННС и ГС выше, что позволяет увеличить начальные дебиты скважин. По опыту некоторых объектов прирост начального дебита МЗС относительно ННС выше на ~100% [135], а МЗГС относительно ГС на 25-40% [136, 137, 138, 139]. Для Западно-Сибирского региона

149

технология многоствольного бурения считается одной из наиболее эффективных для интенсификации отборов нефти. Но как правило, подобные технологии применяются по отношению к добывающим скважинам. По отношению к нагнетательным скважинам такой процесс технологического усложнения конструкции менее распространен. В данной работе для повышения коэффициента микроохвата фильтрацией и соответственно нефтеотдачи пласта предлагается комбинация из добывающей горизонтальной скважины с МГРП и нагнетательной многозабойной горизонтальной скважины (МЗГС).

Перспективу применения многозабойной горизонтальной нагнетательной скважины предлагается рассмотреть на разбуренном участке залежи пласта АС3, где выявлена положительная реакция добывающих скважин на закачку. Для этого из полномасштабной гидродинамической модели вырезан сектор, состоящий из трех добывающих ГС и двух нагнетательных ННС. Стоит отметить, что секторное моделирование не требует наложения граничных условий, поскольку в условиях низкой проницаемости интерференция между скважинами минимальна или отсутствует вообще.

В целях увеличения эффекта от существующей системы ППД были проведены многовариантные расчеты на прогнозный период с различными конструкциями нагнетательных скважин:

- Базовый - разработка существующей системой ППД - нагнетание в ННС;

- Вариант 1 - бурение 2 нагнетательных ГС длиной 1000м с МГРП (на рисунке 115 трещины МГРП показаны вдоль ствола ГС согласно региональному стрессу);

- Вариант 2 - бурение 2 многозабойных нагнетательных ГС длинной 1000м и забуриванием 10 БГС длинной 400м;

- Вариант 3 - как вариант 2, но с уменьшением числа БГС до 8;

- Вариант 4 - как вариант 2, но с уменьшение числа БГС до 6.

На рисунке 115 представлены варианты секторного моделирования.

Рисунок 115 - Схемы предложенных вариантов разработки

Необходимо отметить, что варианты 2, 3, 4 с бурением многозабойных нагнетательных скважин не подразумевают проведение на них МГРП. Данная конструкция скважины предлагается как альтернатива нагнетательной ГС с МГРП (вариант 1), поскольку нестабильность трещин в низкопроницаемом коллекторе может вызвать их рост до вышележащего водоносного горизонта. Указанное явление, существенно осложняющее разработку пласта АС3, наблюдается во многих нагнетательных скважинах (глава 2, раздел 2.1).

По итогам проведенных исследовательских расчетов видно, что бурение многозабойной нагнетательной скважины имеет ряд преимуществ (рисунок 116):

- увеличение приемистости по сравнению с ННС в 2 раза, с ГС на 40%;

- рост дебита нефти за счет увеличения пластового давления в районе добывающих ГС;

- прирост в накопленной добыче нефти на 30% по сравнению с Базовым вариантом (удельный прирост - 38 тыс.м3 на одну добывающую ГС).

Также результаты расчетов показывают, что для рассмотренного участка забуривание более 8 боковых стволов не имеет смысла из-за отсутствия прироста в дебите и накопленной добыче нефти. Очевидно, что для принятия решений о

целесообразности бурения многозабойной скважины и количестве боковых ответвлений требуется экономической оценка.

500 450 Накопленная добыча нефти, тыс.м3 30 25 Д' ебит нефти, м3/с\ ГТ

400

350 20 1

15

300

1 Л

250 14

5

200 150 0 \

. 1 ■ Ъ 5 ■ <5 1 4 , Л г ч ' \>- ■ 0 гй Тэ. ГОДЫ г ь 1 <ь Ч Тэ, ГОДЫ , го

0.20 0.18 КИН, д.ед. 120 Приемистость, м3/сут

100

0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 , *. > < > < » »-« > < 1 80 60 40 <1 0» о— о— а— 1

Г*< Г"< > 4

□.□Б < 0.04 20

0.02 0.00

0

. 1 • 1 . 0 1 ь <с | 1 % ч ^ ф ^ ^ Тэ, годы V \ -ъ I > «1 Л % ч ^ъ ^ Тэ, годы

Базовый -о—Вариант 1 -®-Вариант2 Вариант 3 -»-Вариант 4

Рисунок 116 - Сравнение основных показателей разработки по вариантам

Применение многозабойных скважин (на неразбуренном участке залежи пласта АСз)

Анализ режимов дренирования скважин (раздел 4.3) показывает, что влияние закачки в погруженных зонах залежи отсутствует, либо слабо выражено. При этом отсутствие влияния от нагнетания наблюдается не только для системы разработки с расстоянием 800 м между рядами, но и при более плотной сетке 400 м. Таким образом, сложившаяся система разработки с закачкой воды не может быть масштабирована на оставшуюся проектную часть залежи с ухудшенными ФЕС. Графики на рисунке 115 показывают, что достижение приемлемого микроохвата фильтрацией (Кофн>0,2) в ультранизкопроницаемых коллекторах возможно только при плотной сетке скважин (не более 200м).

Оправданность высоких капитальных вложений, необходимых для строительства большего количества скважин зависит от текущих сценарных условий (курс валюты, цена на УВ и др.). Поэтому целесообразно рассматривать

альтернативные варианты разработки. Согласно предыдущим расчетам с нагнетательными МЗГС (рисунок 115) в низкопроницаемой части залежи предлагается рассмотреть аналогичную конструкцию скважины, но не только для нагнетательных, но и для добывающих скважин. Для оценки технологической эффективности бурения добывающих и нагнетательных МЗГС в ультранизкопроницаемых зонах пласта были проведены гидродинамические расчеты на секторной модели. Секторная модель представляет собой элемент пласта, включающего добывающую и нагнетательную скважины, расположенных на границах модели. Геолого-физические характеристики сектора приняты исходя из средних соответствующих исследуемому объекту. Модель представляет собой изотропный пласт с нефтепроницаемостью 0,0001 мкм2 (а.о. ~1930-1940м). Варианты различаются конструкциями скважин (ГС, МЗГС), расстоянием между скважинами, режимами работы скважин (истощение, ППД) и количеством боковых стволов (для МЗГС). На рисунке 117 представлены виды секторов. Сокращение расстояния между добычей и закачкой можно обеспечить с помощью бурения боковых ответвлений от основного ствола, таким образом сократить расстояние с 400 до 100/150 м.

Рисунок 117 - Виды секторных моделей На рисунке 118 и в таблице 12 представлены результаты выполненных расчетов. Из графиков можно сделать следующие выводы:

- установлено, что при расстоянии между скважинами 400 м более эффективным является режим истощения. Перепад давления между добывающей и нагнетательной скважинами является недостаточным для возникновения фильтрации в

межскважинном пространстве, что приводит к образованию «застойных зон». На рисунке 119 проиллюстрированы поля давлений и нефтенасыщенности из ГДМ. Видно, что пластовое давление и нефтенасыщенность между скважинами остаются на уровне начальных значений;

- максимальным значением КИН характеризуется вариант 2б. Сокращение расстояния до 200 м приводит к образованию более высоких градиентов давления, что делает режим закачки более эффективным по сравнению с режимом истощения и обеспечивает увеличение КИН практически в 2 раза;

- варианты с бурением МЗГС сопоставимы между собой. Организация системы ППД позволяет получить большую нефтеотдачу по сравнению с работой МЗГС на естественном режиме, а величина КИН для вариантов 3б и 4б составляет 0,178 и 0,164;

- большее количество боковых стволов (вариант 3) позволяет сократить расстояние между добычей и закачкой до 100м, что приводит к более быстрому росту дебита нефти. Однако, отрицательным фактором при сближении боковых стволов является более интенсивная динамика обводнения в добывающей скважине, что в итоге приводит к меньшей нефтеотдаче по сравнению с вариантом 4б.

КИН, доли ед.