Моделирование разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения с воздействием на пласт различными агентами. В настоящее время основными методами увеличения нефтеотдачи на месторождениях России и зарубежных стран являются физические методы, такие как гидроразрыв пласта, строительство боковых горизонтальных стволов, радиальное вскрытие пласта. Данные способы направлены на повышение охвата пласта дренированием, показатель вытеснения нефти в данном случае практически не изменяется, однако имеет также определяющее значение нефтеотдачи. В связи с этим, изучение процессов вытеснения нефти из коллекторов различными агентами является актуальным направлением исследования инструментов повышения компонентоотдачи нефтегазоконденсатных залежей. В настоящей работе приведены особенности моделирования разработки с применением газовых агентов воздействия на пласт с использованием цифровой фильтрационной модели и сопоставление результатов с традиционным методом поддержания пластового давления и вытеснения нефти путем закачки воды. <br></br> <b>Материалы и методы</b> <br></br> Для решения задач настоящей работы были использованы результаты исследования геологического строения нефтяных оторочек, свойства пластовых флюидов. Обработаны результаты лабораторно-экспериментальных исследований керна по определению относительных фазовых проницаемостей с последующим использованием в полномасштабной геолого-гидродинамической модели объекта, обеспечивающей численное решение процессов фильтрации при воздействии различными агентами в системе поддержания пластового давления. <br></br> <b>Итоги</b> <br></br> На основе систематизации результатов лабораторно-экспериментальных исследований на керне были получены относительные фазовые проницаемости при реализации процесса вытеснения различными агентами, которые использованы для выполнения вычислительных экспериментов на полномасштабной геолого-гидродинамической модели пласта БУ<sub>11</sub><sup>2</sup> Уренгойского месторождения. Что обеспечило повышение точности прогнозирования технологических показателей разработки с реализацией газовых методов увеличения нефтеотдачи. <br></br> <b>Выводы</b> <br></br>В результате выполнения вычислительных экспериментов установлено, что наименьший прирост отмечается для варианта с ППД закачкой воды, где конечный КИН увеличился на 56,1%. Разработка с ППД закачкой азота позволяет увеличить конечный КИН на 5,1% по сравнению с вариантам с закачкой воды, а ППД с закачкой газа сепарации на 3,7%. Повышение КИН отмечается также в вариантах с организацией водогазового воздействия, увеличение которого, относительно варианта с ППД водой, составило 4,1, 6,0 и 9,7 %, соответственно, при различных соотношениях объемов закачиваемых агентов газа сепарации и воды 1:2, 1:1 и 2:1. По итогам расчетов пластовое давление по всем вариантам установилось на уровне текущего давления, при этом объемы годовой закачки газового агента, ввиду его большой подвижности, в 3-4 раза больше объемов воды приведенных к пластовым условиям. При этом, прирост извлекаемых запасов в вариантах с ППД варьировал в диапазоне 55-75% в сравнение с вариантам на истощение. При сравнении вариантов с ППД наименьший прирост был получен при закачке воды.

Рубрика: Горное дело