Моделирование дифференциации пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ISSN 1998-4812

537

УДК 532.685

раздел МАТЕМАТИКА и МЕХАНИКА

МОДЕЛИРОВАНИЕ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ МЕЖДУ НАГНЕТАТЕЛЬНЫМИ И ДОБЫВАЮЩИМИ СКВАЖИНАМИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

© Г. Ф. Асалхузина12*, А. Я. Давлетбаев12, И. Л. Хабибуллин1

1Башкирский государственный университет Россия, Республика Башкортостан, 450076 г. Уфа, ул. Заки Валиди,32.

2ООО «РН-УфаНИПИнефть» Россия, Республика Башкортостан, 450103 г. Уфа, ул. Бехтерева, 3/1.

*Email: guzyal.asalkhuzina@gmail. com

В работе представлены результаты численного моделирования в элементе линейной системы разработки, который состоит из двух добывающих и одной нагнетательной скважин с магистральными техногенными трещинами гидроразрыва пласта. Изучено влияние проницаемости коллектора, расчлененности (т.е. доли глинистых пропластков) пласта на распределение давления между скважинами. Выполнена попытка частичного обоснования существенной разницы пластовых давлений между соседними нагнетательными и добывающими скважинами, которая получена в промысловых измеренных данных. Выполнено численное моделирование и совмещение с промысловыми данными с опытного участка низкопроницаемого месторождения Западной Сибири. Путем численного моделирования и варьирования исходных данных пласта получено удовлетворительное совмещение измеренных и теоретических данных по изменению давления в скважинах.

Ключевые слова: низкопроницаемый коллектор, высокая расчлененность, гидроразрыв пласта, пластовое давление.

Введение

Разработка низкопроницаемых коллекторов (с проницаемостью менее 1 мД), как правило, осуществляется с применением интенсивного заводнения и проведением гидравлического разрыва пласта в добывающих и нагнетательных скважинах [1-3]. Закачка жидкости в нагнетательные скважины осуществляется при давлениях выше давления разрушения породы, что, в свою очередь, приводит к самопроизвольному развитию техногенных трещин (автоГРП), длина которых может достигать 1000 м [4-7].

Увеличение доли глинистых пропластков в разрезе продуктивного пласта может привести существенному повышению сжимаемости породы и, соответственно, к увеличению общей сжимаемости системы [8]. Кроме того, результаты фильтрационных экспериментов на образцах керна с низкой проницаемостью свидетельствуют о кратном снижении эффективной проницаемости (до 0.0110-15 м2) при низких градиентах давления [9-12]. Результаты моделирования свидетельствуют о том, что низкие градиенты, достаточные для существенного снижения эффективной проницаемости, могут отмечаться на удалениях 3 0-50 метров от трещины гидроразрыва [11, 13].

В настоящей работе выполнено численное моделирование влияния проницаемости и расчлененности пласта на эффективность системы поддержания пластового давления, выполнена попытка ча-

стичного обоснования существенной разницы пластовых давлений между соседними нагнетательными и добывающими скважинами.

Постановка задачи

Для моделирования полей давления между нагнетательными и добывающими скважинами построена численная модель элемента линейной системы разработки, которая предполагает наличие одной нагнетательной и двух добывающих скважин с трещинами ГРП (автоГРП). На рис. 1 приведена схема элемента симметрии рядной системы разработки с техногенными трещинами, которые ориентированы вдоль регионального стресса. Полагается, что техногенная трещина в нагнетательной скважине достигает длины, при которой соединяется с другими нагнетательными скважинами вдоль регионального стресса [4]. Длины трещин добывающих скважин не превышают размеров, которые заявлены в отчетах о выполненных операциях ГРП. Между добывающими скважинами имеется перемычка низкопроницаемого пласта с проницаемостью кт и длиной й.

Предполагается равенство подвижностей воды и нефти кГ0/ц.0 « кгш/^ш, из чего можно допустить равенство средних скоростей движения вытесняющей и вытесняемой жидкостей = р0 [14]. Полагается, что образуется зона совместной фильтрации жидкостей, вследствие чего может быть осуществлен переход от модели двухфазной фильтрации нефти и воды к фильтрации однофазной жидкости.

Распределения давления в техногенных трещинах (в областях 0 < х < х^ ,, 0 < у < 1 - нагнетательная скважина с трещиной автоГРП; 0 < х < Х[Р±,

L

у

W,

у Pi

<y<Ly - первая добывающая скважина

с трещиной ГРП; Lx — (XfP + d) < х < Lx, Ly wfP2 <y<Ly - вторая добывающая скважина с тре щиной ГРП) и в пласте описываются уравнениями:

Рис. 1. Схема модели.

dPj _ kj d2Pj kj d2Pj

(PiClt at = m dxl + M dy2 (1)

Здесь и cpm - пористость трещин и пласта; Cft = Cf + Cl - общая сжимаемость системы в техногенных трещинах, Cmt = Cr + CL - общая сжимаемость системы в продуктивном пласте (матрице); Cf

- сжимаемость трещин; cr = kNTG • Cs + (1 — kNTG) • Сс - общая сжимаемость породы; С 1 - общая сжимаемость жидкости пласте, Сс - сжимаемость глин, Cs- сжимаемость песчаника. Радиус заводнения (фронт закачанной воды от нагнетательной скважины с техногенной трещиной) полагается несущественным по сравнению с расстоянием между скважинами, поэтому, изменением сжимаемости в области вокруг нагнетательной скважины с трещиной из-за увеличения насыщенности закачиваемой водой пренебрегается, т.е. Сг = const. PfI, PfPi, Р^?2и Pm - давление в трещинах и в пласте; ц - вязкость пластовой жидкости; kfI, w^,, kfPl, Wfpt, kf?2 и Щр2

- проницаемость и ширина (раскрытие) трещины в нагнетательной, в первой и во второй добывающих скважинах; кт - проницаемость пласта; kNTG - коэффициент песчанистости пласта; d - расстояние (перемычка) между концами двух добывающих скважин с трещинами, , x^Pi и х^р2 - полудлины техногенных трещин в нагнетательной и в добывающих скважинах; Lx и Ly - расстояния до границ пласта; j = f,m. Индексы: c - глина, f - трещина, l -

пластовая жидкость, т - пласт (матрица), 5 - песчаник, t - общий, х, у - координаты осей в декартовой системе координат, I - нагнетательная скважина, и Р2 - первая и вторая добывающие скважины.

Расчетная область симметрична относительно своих границ, поэтому, на всех гранях модели кроме скважин задаются условия симметрии:

а_Р1

ду I

= 0, ?\

дР

_)_\

дх I

= 0,

дР,

= 0, =0 (2)

1у = 0 дх \у=Ьх

В нагнетательной и добывающих скважинах в зависимости от режима работы задаются краевые условия с постоянным давлением отбора/закачки на первом этапе длительностью :

Р,

f'\v=

Р

y=Wfi/2 iX=Wfp±/2

P0 + АР,

fP,ly=b-WfPl/2

= Pa—АР

P

fP2

X=Lx-Wfp2/2 _ y=Ly-Wfp2/2

Р0—АР

(3)

и на втором этапе осуществляется одновременная остановка всех скважин длительностью 2 с приеми-стостью/дебитами равными нулю:

dPfi\ дх I v=

= 0,

дР

fpl

у=0

дх

= 0,

дР

fp2

дР

f

= 0,

дР

fpl

y=Ly = 0,

дх

y=Ly

дР

fp2

= 0,

= 0,

(4)

О у Х=0 О у Х=0 О у х

где Р0 - начальное пластовое давление, АР - перепад давления между скважинами и пластом.

Расход/приток жидкости в нагнетательной и добывающей скважинах с техногенными трещинами определяются из выражений:

I (™Г1\ктдР\

2

(WfPi\

( 2 ) ß дх

М дх\х= kfPxdP\

= — (5)

м dyiv=rn 4h (5) 2

"fPl 2

QwP1 4h

kfp2 ЭР1 M dx\x=Lx-liIl

+

+

(WfPi\ km дР ( 2 ) ß dy

(WfP2\km dp

( 2 ) и. dy

y=Ly

y=Ly

"fPl

(6)

"fP2

qwP2 4h

(7)

В выражениях (5)-(7) для притока/расхода жидкости в скважинах с техногенными трещинами не учитывается геометрия скважин. Стоит отметить, что радиусы скважин гШ до ~ 20 раз превышают раскрытия трещин . При этом приток/расход жидкости к вертикальной скважине 2пгШк без трещины в низкопроницаемом пласте существенно меньше, чем через приток/расход к сечению техногенной

Ш f

трещины 4 • • К), поэтому, в краевых условиях (3) и в выражениях (5)—(7) геометрия скважины не учитывается и полагается, что гШ —.

Обсуждение результатов численных расчетов

Система уравнений (1) с краевыми условиями (2)—(4) решалась конечно-разностным методом по

х=0

X=Wfi/2

2

X

2

2

итеративной схеме Ньютона. При расчетах использовалась неравномерная сетка с количеством ячеек 120x80 и с уплотнением на границах «трещина-пласт». Точность численной модели проверялась путем сравнения с аналитическим решением для модели трещины конечной проводимости в однопоро-вом пласте [15]. Расчеты проводились при параметрах среды, которые приведены в табл.

При увеличении доли глинистых пропластков в продуктивном пласте увеличивается сжимаемость системы, что влечет за собой уменьшение коэффициента пьезопроводности и, как следствие, замедление процессов перераспределения давления в пласте. Для анализа влияния общей сжимаемости системы на распределение давления в пласте выполнено численное моделирование полей давления в элементе разработки. При этом изменение общей сжимаемости системы осуществлялось путем варьирования коэффициента песчанистости пласта.

Распределение полей давления в элементе разработки при различных сжимаемостях системы приведены на рисунках далее. В случае если коэффициент песчанистости пласта соответствует значению 0.1, то продуктивный пласт в основном слагают глинистые пропластки, при коэффициенте песчанистости пласта - 0.9, глинистые пропластки практически отсутствуют и продуктивный пласт в основном состоит из песчаника. На рис. 2 приведены профили давления между нагнетательной и добывающей скважинами спустя 10000 суток после запуска скважин в работу. Расчеты производились при проницаемости пласта кт = 0.1 10-15 м2 и различных коэффициентах песча-нистости пласта. Результаты расчетов показывают, что при разных коэффициентах песчанистости пласта скорость распределения возмущения будет значительно отличаться. При коэффициенте песчанистости пласта 0.1 нагнетательная скважина практически не оказывает влияние на давления вокруг добывающих

скважин. При этом поле повышенного давления от нагнетательной скважины распространяется на радиус до ~ 80 м вглубь пласта, тогда как расстояние между скважинами составляет 300 м. При коэффициенте песчанистости пласта более 0.5 нагнетательная скважина начинает оказывать влияние на давления вокруг добывающих скважин.

Рис. 2. Профили давления между нагнетательной и добывающей скважиной при коэффициентах песчанистости пласта: 1 - кМТС=0.9; 2 - кмтс =0.5; 3 - кмтс =0.1, = 110-15 м2.

На рис. 3 приведены 2Б распределения давления в системе при проницаемости коллектора кт=0.1-10-15 м2 и различных коэффициентах песчанистости пласта через 100 сут после запуска скважин в работу. Из графиков видно, что основные изменения поля давления происходят в околоскважинных зонах, в удаленной зоне пласта давления практически не изменились. Коэффициент песчанистости пласта влияет на скорость распространения изменения давления в пласте, а, следовательно, влияет на время выхода на установившийся режим работы скважин и определяет дифференциацию/разницу давлений между соседними добывающими и нагнетательными скважинами.

Таблица

Параметры среды

Символ

Параметр

Значения

Ед. измерения

h

I

^NTG

Sw

Ро Xfl

XfPl,

Vf

Фт

km

LfPz

kfi, wfI

kfPi, kfp2

■ wfP1 , wfP2

высота продуктивного пласта

вязкость жидкости

коэффициент песчанистости

начальная водонасыщенность

начальное пластовое давление

полудлина трещины в нагнетательной скважине

полудлины трещин в добывающих скважинах

пористость коллектора

пористость трещин

проницаемость коллектора

проницаемость трещины

раскрытие трещины

сжимаемость воды

сжимаемость глины

сжимаемость нефти

сжимаемость песчаника

сжимаемость трещин

21.5

1.48-10-3 0.1, 0.5, 0.9 0.35 250-105 500 150 0.188 0.41

0.01-10-15, 0.1-10-15, 500-10-12 5 10-3 5-10-10 1-10-® 1.2-10-9 5-10-10 8.9-10-9

1-10"

м Па-с д.ед.

Па

м

м

д.ед.

д.ед. м2

м2

м 1/Па 1/Па 1/Па 1/Па 1/Па

С

W

с

V

с

о

с

s

с

}

На практике часто результаты гидродинамических исследований скважин показывают, что полученные пластовые давления в соседних добывающих и нагнетательных скважинах существенно отличаются. Наиболее вероятной причиной значительного отличия в величинах пластового давления между скважинами является низкая эффективная проницаемость пласта. Поэтому, для оценки влияния величины эффективной проницаемости пласта на распределение давления между скважинами в пласте произведены расчеты при коэффициенте пес-чанистости пласта 0.1 и различных значениях эффективной проницаемости пласта кт = 1 •Ю-15 м2, 0.1-10-15 м2 и 0.0Ы0-15 м2.

у» м

Рис. 3. 2D распределение давления в системе при коэффициентах песчанистости пласта: 1 - кМТС =0.1; 2 -кмтс =0.5; 3 - кмтс =0.9, кт= 1-10-15 м2.

На рис. 4 представлено 2Б распределение давления в пласте спустя 100 суток после запуска скважин в работу. При эффективной проницаемости пласта порядка 0.1-10-15 м2 и менее нагнетательная скважина практически не влияет на работу добывающих скважин. Величина давления возрастает только вокруг нагнетательной скважины, удаленная зона пласта осталась практически невозмущенной, т.к. происходит изменение полей давления только вокруг добывающих и нагнетательной скважин с ГРП.

у, м

Рис. 4. 2Б распределение давления в системе при эффективных проницаемостях пласта: 1 - кт = 1 • 10-15 м2; 2 -кт= 0.1-10-15 м2; 3 - кт = 0.0110-15 м2, кМТС =0.1.

Влияние закачки нагнетательной скважин (рис. 5) на работу добывающих скважин можно диагности-

ровать путем построения логарифмической производной Бурде от интеграла приведенного давления скважины в билогарифмических координатах [18]. При эффективной проницаемости пласта кт = 1 • 10-15 м2 через ~200 сут с момента начала закачки на производной от интеграла приведенного давления видно, что наклон становится «-1». Это обуславливается началом влияния работы нагнетательной скважины на динамику изменения дебита/давления в добывающей скважине. В случае с меньшей эффективной проницаемостью пласта кт= 0.1-10-15 м2 начало периода влияния наступает уже через ~ 2000 сут. В случае пласта со сверхнизкой эффективной проницаемостью коллектора кт = 0.01-10-15 м2 даже через 10000 суток с момента начала закачки на производной от интеграла приведенного давления не зафиксировано влияния работы нагнетательной скважины.

ю"2 10° ю2 ю4

I, сут

Рис. 5. Логарифмическая производная Бурде интеграла приведенного давления в билогарифмических координатах: 1 - кт= 1-10-15 м2; 2 - кт= 0.1-10-15 м2; 3 - кт= 0.0110-15 м2, кМТС =0.1.

На рис. 6 представлены кривые изменения давления в добывающей и нагнетательной скважинах на двух этапах. На первом этапе моделируется работы скважин в течение 10000 сут с постоянным давлением (Р^р =5 МПа) в добывающих скважинах и с постоянным давлением (Рр=45 МПа) в нагнетательной скважине. На втором этапе осуществляется остановка всех скважин на период 10000 сут. Из рисунка видно, что при эффективной проницаемости пласта кт= 0.01-10-15 м2 даже при длительной остановке скважин в течение 10000 сут давления в нагнетательных и добывающих скважинах не сходятся и отличаются более чем на 15 МПа.

В случае со сверхнизкой эффективной проницаемостью пласта кт= 0.0Ы0-15 м2 давление от нагнетательной скважины спустя 100 сут распространяется на расстояния ~40 м вглубь пласта (рис. 7). При прочих равных условиях в случае проницаемости пласта кт= 1-10-15 м2 и через 100 сут профиль давления между скважинами имеет линейный вид.

На рис. 8. приведены кривые изменения компенсации жидкости в пласте (коэффициент компенсации т = -—^^—) для различных значений эф-T.(Qpl+Qp2)

фективной проницаемости пласта. В случаях с проницаемостью пласта кт= 0.01-10"15 м2 и 0.1-10"15 м2 накопленная закачка в нагнетательной скважине с длиной техногенной трещины 500 м больше, чем накопленная добыча по двум добывающим скважинам с полудлинами по 150 м. Соответственно, коэффициент компенсация для этих двух случаев больше 1. Это объясняет повышение пластового давления между скважинами в элементе разработки и превышение его величины над начальным пластовым давлением (кривые 3-4 на рис. 6).

Рис. 6. Динамика изменения давления в нагнетательной (1, 3, 5) и добывающей (2, 4, 6) скважинах на этапах добычи/закачки и остановки: 1.2 - = 1 • 10-15 м2; 3.4 - к? 0.110-15 м2; 5.6 - к,

■т J 0.0110-15

м2, кг

Ю.1.

Рис. 7. Профили давления между нагнетательной и добывающей скважинами через 100 сут: 1 - кш= 1 • 10-15 м2; 2 -

кт = 0.110-15 м2; 3

кт = 0.0110-15 м2, kNTG =0.1

Рис. 8. Кривые изменения компенсации: 1 - кт= 1Т0"

м2; 2

кт= 0.110-15 м2; 3

кт= 0.0110-15 м2, kNTG =0.1

Обсуждение результатов промысловых исследований

В работе [4] обсуждаются результаты гидродинамического исследования методом гидропрослушивания на опытном участке с рядной системой разработки (рис. 9). Исследование позволило определить наличие самопроизвольной техногенной трещины ав-тоГРП длиной около 1000 м между двумя нагнетательными скважинами XX11 и ХХ58. Стоит отметить, что в процессе проведения исследования на опытном участке принимали участие добывающие скважины (ХХ99, ХХ63, ХХ54), которые также были остановлены для регистрации отклика давления от возмущающей скважины ХХ58. При этом на кривых изменения давления в реагирующих скважинах (ХХ99, ХХ63, ХХ54) в соседних рядах добывающих скважин не были отмечены отклики по давлению.

Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами в рядной системе составляет 330-350 м. Реагирующие добывающие и нагнетательные скважины в процессе исследования были остановлены более чем 90 суток. При этом кривые прослеживания давления в остановленных скважинах свидетельствуют о том, что давление между рядами нагнетательных и добывающих скважин в ряду отличается на 14-22 МПа. Так, через 90 суток с момента остановки в нагнетательной скважине зарегистрировано величина давления, которая составила около 40 МПа, в реагирующих добывающих скважинах давление составило около 17, 25 МПа, соответственно.

Рис. 9. Участок месторождения А.

Ранее описанная модель использовалась для численного моделирования промыслового примера на опытном участке с рядной системой разработки. На рис. 10 приведено сопоставление промысловых данных, которые получены в добывающей скважине

15

ХХ63, и кривая изменения давления в численной модели. Наилучшее совмещение кривых было получено при проницаемости ~0.3-10-15 м2 и ктс = 0.13. Следовательно, вероятной причиной высокой дифференциации/разницы пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами (до 22 МПа), которые находятся в ячейке одного элемента системы разработки, является низкая эффективная проницаемость пласта и высокая неоднородность, которая обусловлена значительным количеством глинистых пропластков в разрезе продуктивного пласта.

Рис. 10. Сопоставление промысловых данных с результатами численных расчетов в реагирующей добывающей скважине: 1 - промысловые измеренные данные; 2 - теоретическая кривая в численной модели.

Заключение

1. Показано, что в сверхнизкопроницаемых коллекторах с низкими фильтрационными свойствами и значительным количеством глинистых пропластков в разрезе продуктивного пласта давление между добывающими и нагнетательными скважинами отличается тем больше, чем меньше эффективная проницаемость пласта и меньше коэффициент песчанистости пласта.

2. Установлено, что при закачке/добыче в низкопроницаемых коллекторах с низкими эффективными проницаемостями коллектора происходит локальное повышение/понижение давления на небольших удалениях от скважин с техногенными трещинами ГРП/автоГРП. При расстояниях между скважинами 300-500 м система подержания пластового давления (т.е. нагнетательные скважины) не оказывают влияния на работу окружающих добывающих скважин.

ЛИТЕРАТУРА

1.

Афанасьев И. С., Антоненко И. С., Антоненко И. С., Анто-ненко Д. А., Муллагалин И. З., Усманов Т. С., Свешников А. В., Пасынков А. Г. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении. Нефтяное хозяйство. №8. 2005. С. 62-64.

2. Афанасьев И. С., Усманов Т. С., Муллагалин И. З., Хатмул-лин И. Ф., Абабков К. В., Пасынков А. Г. 2005. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов месторождений ОАО "Юганскнефтегаз"//Технологии ТЭК. .№5. С. 48-55.

3. Байков В. А., Жданов Р. М., Муллагалиев Т. И., Усманов Т. С. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2011. №1. С. 84-98. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Baikov/Baikov_2.pdf

4. Мальцев В. В., Асмандияров Р. Н., Байков В. А., Усманов Т. С., Давлетбаев А. Я. Исследование развития трещин ав-тоГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки//Нефтяное хозяйство. 2012. №5. С. 70-73.

5. Давлетбаев А. Я., Байков В. А., Бикбулатова Г. Р., Асмандияров Р. Н., Назаргалин Э. Р., Слабецкий А. А., Сергейчев А. В., Нуриев Р. И. 2014. Промысловые исследования по изучению самопроизвольного развития техногенных трещин в нагнетательных скважинах. SPE-171232. http://dx.doi.org/10.2118/171232-MS

6. van den Hoek P. J., Al-Masfry R. A., Zwarts D., Jansen J.-D., Hustedt B., van Schijndel L. Optimizing Recovery for Water-flooding Under Dynamic Induced Fracturing Conditions. 2009. SPE-110379. http://dx.doi.org/10.2118/110379-PA

7. Hustedt B., Qiu Y., Zwarts D., van Schijndel L., van den Hoek P. J. The Impact of Water-Injection-Induced Fractures on Reservoir Flow Dynamics: First Applications of a New Simulation Strategy. 2005. IPTC-10689. http://dx.doi.org/10.2523/10689-MS

8. Добрынин В. М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. 239 с.

9. Байков В. А., Колонских А. В., Макатров А. К., Политов М. Е., Телин А. Г. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Лабораторные фильтрационные исследования керна Приобского месторождения//Научно-технический вестник «НК «Роснефть». 2013. №2, вып. 31(апрель-июнь). С. 4-7.

10. Давлетбаев А. Я., Ишкин Д. З. 2014. Моделирование фильтрационных исследований на неустановившихся режимах при закачке воды в образцы со сверхнизкой проницаемостью. Инженерно-физический журнал, №3, том 87, С. 531538. http://dx.doi.org/10.1007/s10891-014-1044-y

11. Байков В. А., Давлетбаев А. Я., Иващенко Д. С. 2014. Моделирование притока жидкости к скважинам в низкопроницаемых коллекторах с учетом нелинейной фильтрации. Нефтяное хозяйство. №11. С. 54-58.

12. Кокурина В. В., Кременецкий М. И., Кричевский В. М. 2013. Контроль эффективности повторного гидроразрыва пласта по результатам гидродинамических исследований. Каротажник. №5(227). С. 76-99.

13. Байков В. А., Галеев Р. Р., Колонских А. В., Якасов А. В., То-ропов К. В. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Влияние на технологические показатели разработки месторождения //Научно-технический вестник «НК «Роснефть». 2013. №2. вып. 31(апрель-июнь). С. 17-19.

14. Булыгин Д. В., Булыгин В. Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Нефтра, 1996. С. 154-155.

15. Cinco-Ley H., Samaniego V. F., Dominguez A. N. Transient pressure behavior for a well with a finite-conductivity vertical fracture // SPE 6014 Soc. of Petrol. Eng. Aug. 1978. P. 253-264.

16. Байков В. А., Галеев Р. Р., Колонских А. В., Макатров А. К., Политов М. Е., Телин А. Г., Якасов А. В. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Анализ и интерпретация результатов лабораторных исследований керна Приобского месторождения//Научно-технический вестник «НК «Роснефть». 2013. №2, вып. 31(апрель-июнь). С. 8-12.

17. Qun Lei, Wei Xiong. Behavior of Flow through Low-Permeability Reservoirs // Inst, of Porous Fluid Mechanics, Chinese Academy of Sciences; Jiangru Yuan, Shusheng Gao; Research Inst, of Petroleum Exploration and Development of Beijing, PetroChina; and Yu-Shu Wu, SPE, Lawrence Berkeley National Laboratory

18. Anderson D. M., Stotts G. W.J., Mattar L., Blasingame T. A. Production Data Analysis - Challenges, Pitfalls, Diagnostics // SPE 102048

Поступила в редакцию 16.05.2016 г.

ISSN 1998-4812

BeciHHK EamKHpcKoro yHHBepcHTeTa. 2016. T. 21. №3

543

MODELING OF THE RESERVOIR PRESSURE DIFFERENCE BETWEEN INJECTION AND PRODUCTION WELLS IN LOW PERMEABLE RESERVOIRS

© G. F. Asalkhuzina12*, A. Y. Davletbaev1'2, I. L. Habibullin1

1Bashkir State University 32 Zaki Validi St., 450076 Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia.

2LLC RN-UfaNIPIneft 3/1 Bekhterev St., 450103 Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia.

*'Email: [email protected]

The results of well tests show that there is a significant difference in reservoir pressure between neighboring rows of injection and production wells in low permeable reservoirs. According to field studies, at a distance about 350 m between injection and production wells in the order system of development, difference in reservoir pressure can reach up to 25 MPa. Possible causes of this difference are: low absolute permeability, significant decrease of effective permeability with low pressure gradients, large vertical variability of formation properties, and influence of clay bed thicknesses. For example, increasing of clay percentage in the layer interval can lead to increasing of rock compressibility and, therefore, increasing of total compressibility of the system. Numerical modeling of low permeability and large vertical variability influence on the system of reservoir pressure maintenance efficiency has been performed in this work. Also, influence of reservoir parameters on pressure difference between injection and production wells has been investigated. The results of this work can be considered in decision making for infill drilling.

Keywords: low permeable reservoir, large vertical variability, hydraulic fracturing, reservoir pressure.

Published in Russian. Do not hesitate to contact us at [email protected] if you need translation of the article.

REFERENCES

1. Afanas'ev I. S., Antonenko I. S., Antonenko I. S., Antonenko D. A., Mullagalin I. Z., Usmanov T. S., Sveshnikov A. V., Pasynkov A. G. Rezul'taty vnedreniya massirovannogo gidrorazryva plasta na Priobskom mestorozhdenii. Neftyanoe khozyaistvo. No. 8. 2005. Pp. 62-64.

2. Afanas'ev I. S., Usmanov T. S., Mullagalin I. Z., Khatmullin I. F., Ababkov K. V., Pasynkov A. G. 2005. Analiz vliyaniya GRP na nefte-otdachu plastov mestorozhdenii OAO "Yuganskneftegaz"//Tekhnologii TEK. No. 5. Pp. 48-55.

3. Baikov V. A., Zhdanov R. M., Mullagaliev T. I., Usmanov T. S. Vybor optimal'noi sistemy razrabotki dlya mestorozhdenii s nizkopronit-saemymi kollektorami. Elektronnyi nauchnyi zhurnal "Neftegazovoe delo". 2011. No. 1. Pp. 84-98. URL: http://www.ogbus.ru/au-thors/Baikov/Baikov_2.pdf

4. Mal'tsev V. V., Asmandiyarov R. N., Baikov V. A., Usmanov T. S., Davletbaev A. Ya.Neftyanoe khozyaistvo. 2012. No. 5. Pp. 70-73.

5. Davletbaev A. Ya., Baikov V. A., Bikbulatova G. R., Asmandiyarov R. N., Nazargalin E. R., Slabetskii A. A., Sergeichev A. V., Nuriev R. I. 2014. Promyslovye issledovaniya po izucheniyu samoproizvol'nogo razvitiya tekhnogennykh treshchin v nagnetatel'nykh skva-zhinakh. SPE-171232. http://dx.doi.org/10.2118/171232-MS

6. van den Hoek P. J., Al-Masfry R. A., Zwarts D., Jansen J.-D., Hustedt B., van Schijndel L.dx.doi.org/10.2118/110379-PA

7. Hustedt B., Qiu Y., Zwarts D., van Schijndel L., van den Hoek P. J.dx.doi.org/10.2523/10689-MS

8. Dobrynin V. M. Deformatsii i izmeneniya fizicheskikh svoistv kollektorov nefti i gaza [Deformation and changes of physical properties of oil and gas reservoirs]. Moscow: Nedra, 1970.

9. Baikov V. A., Kolonskikh A. V., Makatrov A. K., Politov M. E., Telin A. G.Nauchno-tekhnicheskii vestnik «NK «Rosneft'». 2013. No. 2, vyp. 31(aprel'-iyun'). Pp. 4-7.

10. Davletbaev A. Ya., Ishkin D. Z. 2014. Modelirovanie fil'tratsionnykh issledovanii na neustanovivshikhsya rezhimakh pri zakachke vody v obraztsy so sverkhnizkoi pronitsaemost'yu. Inzhenerno-fizicheskii zhurnal, No. 3, tom 87, Pp. 531-538. http://dx.doi.org/10.1007/s10891-014-1044-y

11. Baikov V. A., Davletbaev A. Ya., Ivashchenko D. Pp. 2014. Modelirovanie pritoka zhidkosti k skvazhinam v nizkopronitsaemykh kollektorakh s uchetom nelineinoi fil'tratsii. Neftyanoe khozyaistvo. No. 11. Pp. 54-58.

12. Kokurina V. V., Kremenetskii M. I., Krichevskii V. M. 2013. Kontrol' effektivnosti povtornogo gidrorazryva plasta po rezul'tatam gidro-dinamicheskikh issledovanii. Karotazhnik. No. 5(227). Pp. 76-99.

13. Baikov V. A., Galeev R. R., Kolonskikh A. V., Yakasov A. V., Toropov K. V.Nauchno-tekhnicheskii vestnik «NK «Rosneft'». 2013. No. 2. vyp. 31(aprel'-iyun'). Pp. 17-19.

14. Bulygin D. V, Bulygin V. Ya. Geologiya i imitatsiya razrabotki zalezhei nefti [Geology and simulation of oil field development]. Moscow: Neftra, 1996. Pp. 154-155.

15. Cinco-Ley H., Samaniego V. F., Dominguez A. N. SPE 6014 Soc. of Petrol. Eng. Aug. 1978. Pp. 253-264.

16. Baikov V. A., Galeev R. R., Kolonskikh A. V., Makatrov A. K., Politov M. E., Telin A. G., Yakasov A. V.Nauchno-tekhnicheskii vestnik «NK «Rosneft'». 2013. No. 2, vyp. 31(aprel'-iyun'). Pp. 8-12.

17. Qun Lei, Wei Xiong. Behavior of Flow through Low-Permeability Reservoirs. Inst, of Porous Fluid Mechanics, Chinese Academy of Sciences; Jiangru Yuan, Shusheng Gao; Research Inst, of Petroleum Exploration and Development of Beijing, PetroChina; and Yu-Shu Wu, SPE, Lawrence Berkeley National Laboratory

18. Anderson D. M., Stotts G. W.J., Mattar L., Blasingame T. A. SPE 102048

Received 16.05.2016.