ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ В УСЛОВИЯХ КОНТРОЛИРУЕМОГО «АВТО ГРП» УЧАСТКА ЗАВОДНЕНИЯ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Authors: Р.Х. Низаев , Л.Г. Рахмаев , Ю.А. Гуторов , Г.В. Александров 
Published: November 2024

Целью работы является повышение технологической эффективности нефтеизвлечения посредством совершенствования системы поддержания пластового давления на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Для построения геологической модели участка заводнения на отложениях пашийского горизонта Восточно- Лениногорской площади Ромашкинского месторождения использовался программный комплекс компании ROXAR. На основании геологической модели создана цифровая фильтрационная модель. Путём расчётов на геолого-гидродинамической модели были проведены численные эксперименты по закачке воды на исследуемом участке при различных значениях объемов закачки (пластовых давлений). С целью обеспечения максимальной сходимости расчетных и фактических показателей функции относительных фазовых проницаемостей модифицировались по динамике добыче нефти и воды. Адаптация параметров трехмерной модели проводилась по регионам в целом и по скважинам. При адаптации по истории разработки были использованы помесячные показатели разработки. В процессе адаптации параметров модели по истории разработки выявлено возникновение эффекта «авто ГРП» на скважинах. Предельная обводненность для скважин на прогнозный период задана равной 0,985. При использовании экспериментальных данных в вычислительных расчетах предполагалось образование «авто ГРП» в пласте. При этом за критерий образования его принято достижение значения забойного давления на нагнетательной скв. 6421 величины в 35 МПа. На основании результатов гидродинамических расчетов авторами сделаны выводы: в случае «авто ГРП» в пласте на нагнетательной скв. 6421, работающей с забойным давлением, равным 35 МПа, выработка запасов нефти на исследуемом участке за счет более равномерного охвата вытеснением нефти происходит интенсивнее, что ведёт к увеличению текущего значения коэффициента нефтеизвлечения.
The objective of this work is to increase oil recovery efficiency by improving water injection system for mature oil fields. The ROXAR software package was used to build a geological model of a water-flooded reservoir in Pashian horizon of Vostochno-Leninogorskaya Area in the Romashkinskoye oil field. A digital simulation model was generated based on the geological model. This model was used for numerical studies of water injection at various injected volumes. To provide maximum agreement between calculated and actual data, relative permeability functions were adjusted to oil and water production history. 3D model was history matched by regions and by wells. History matching was based on monthly production rates. It revealed generation of self-induced hydrofracturing in wells. Ultimate watercut for the forecast period was set at 0.985. When using experimental data in numerical calculations, reservoir self-induced hydrofracturing has been under the assumption. The criterion for generation of this type of fracturing is attaining 35 MPa bottomhole pressure in injection well no. 6421. Based on reservoir simulation results, the authors have drawn a conclusion that in case of self-induced hydrofracturing in injection well no.6421 with 35 MPa bottomhole pressure, oil reserve production rate is higher due to a more uniform reservoir sweep, which results in increased current oil recovery factor.