Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

2707-42262957-806X

KMG Engineering

99704

10.54859/kjogi99704

Научная статья

Оценка эффективности пароциклической обработки скважин с высоковязкой нефтью на примере гидродинамической модели участка Молдабек Восточный месторождения Кенбай

Жолдыбаева

Асель Талгатовна

ведущий инженер службы моделированияa.zholdybayeva@niikmg.kzШишкин

Владимир Владимирович

руководитель службы моделированияv.shishkin@niikmg.kzХажитов

Вячеслав Занбекович

магистр экономики, руководитель службы разработки месторождений КГМ, КТМ, КОА, УОkhazhitov.v@llpcmg.kzНиязбаева

Айнур Бауржанкызы

эксперт службы разработки месторождений ЭМГniyazbaeva.a@llpcmg.kzСидоров

Дмитрий Анатольевич

руководитель департамента разработки нефтяных и газовых месторожденийdsidorov@slb.comКурманкулов

Алихан Талгатулы

инженер по разработке нефтяных и газовых месторожденийakurmankulov@slb.com

ТОО «КМГ Инжиниринг»Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг»ТОО «Шлюмберже Лоджелко Инк.»

15122021

346376

28012022

2021

Высоковязкие нефти относятся к трудноизвлекаемым запасам углеводородов, которые отличаются от традиционных повышенной вязкостью в естественных условиях. Разработка месторождений с высоковязкой нефтью является актуальной задачей инженеров нефтегазовой отрасли не только в Казахстане, но и во всем мире. Настоящая статья посвящена оценке эффективности известных в нефтегазовой отрасли технологий, направленных на интенсификацию добычи и увеличение нефтеотдачи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Один из видов подобных технологий – это термическое воздействие на залежи. В данной работе рассматривается возможность применения технологии пароциклической обработки скважин. Оценка пароциклической обработки скважин проведена с помощью 3D геолого-гидродинамической модели на примере участка Молдабек Восточный месторождения Кенбай. В результате моделирования проведен анализ текущего состояния разработки, выполнена адаптация гидродинамической модели на историю добычи и произведен расчет прогнозных показателей разработки для различных вариантов.

high-viscosity oilthermal methodssteam injectioncyclic steam treatment

тұтқырлығы жоғары мұнайигерудің жылу әдістерібуды айдауұңғымаларды бумен циклді түрде өңдеу

высоковязкие нефтитепловые методы разработкизакачка парапароциклическая обработка скважин

<h3>Анализ текущего состояния разработки уч. Молдабек Восточный месторождения Кенбай</h3> Около половины всех работающих скважин уч. Молдабек Восточный приходится на объекты М-I и М-II. В настоящее время уровни добычи нефти и жидкости значительно отстают от проектных. В 2019 г. фактические уровни добычи нефти по І объекту (горизонт М-I) составили 16,6 тыс. т, по ІІ объекту (горизонт М-II) – 29,7 тыс. т, что ниже проектных на 38 и 18% соответственно. Неподтверждение продуктивности добывающих скважин и дебитов нефти, которые значительно ниже проектных, обусловлено более сложными горно-геологическими условиями залегания и высокой вязкостью нефти, содержащейся в меловых горизонтах. В табл. 1 приведены исходные геолого-физические характеристики меловых объектов уч. Молдабек Восточный. Таблица 1. Исходные геолого-физические характеристики меловых объектов уч. Молдабек Восточный <table> <tbody> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Объекты </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> М-І </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> М-ІІ </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Средняя глубина залегания, м </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 277 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 285 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Тип залежи </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;" colspan="2"> пластовые, тектонически экранированные </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Тип коллектора </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;" colspan="2"> терригенный </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Режим разработки </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;" colspan="2"> площадное заводнение </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Система размещения скважин </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;" colspan="2"> девятиточечная на основе квадратной сетки </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Коэффициент охвата процессом вытеснения, д. ед. </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,799 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,799 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Соотношение скважин в элементе, доб/нагн. </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3/1 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3/1 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Площадь нефтегазоносности, тыс. м² </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 16219 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 5094 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Средняя нефтенасыщенная толщина, м </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 9,8 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 10,2 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Пористость по керну, д. ед. </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,34 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,35 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Пористость по ГИС, д. ед. </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,34 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,35 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Средняя нефтенасыщенность, д. ед. </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,7 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,75 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Проницаемость, мкм² (по ГДИС) </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,751 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,799 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Коэффициент песчанистости, д. ед. </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,235 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,65 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Коэффициент расчлененности, д. ед. </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2,38 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2,3 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Начальная пластовая температура, °С </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 23,9 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 25 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Начальное пластовое давление, МПа </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2,56 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2,6 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Текущее пластовое давление, МПа </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1,8 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2,4 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Средняя продуктивность, м³/сут*МПа </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 4,84 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 16,9 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Средняя приемистость, м³/сут </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 24,3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 31,8 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Вязкость нефти в пластовых усл., мПа*с </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 377,6 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 246,6 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Плотность нефти в пластовых услов., кг/м³ </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 889 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 889 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Плотность нефти в поверхност. услов., кг/м³ </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 918,2 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 908,3 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Объемный коэффициент нефти, д. ед. </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1,035 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1,023 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Содержание в нефти серы, % </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,4 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,3 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Содержание в нефти парафина, % </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,8 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,5 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Давление насыщения нефти газом, МПа </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1,29 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1,6 </td> </tr> <tr> <td style="vertical-align: middle;"> Вязкость воды, мПа*с </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;" colspan="2"> 1,01 </td> </tr> </tbody> </table> Результаты эксплуатации скважин указывают на слабую эффективность традиционных способов воздействия на объекты М-I и М-II, в которых сосредоточено наибольшее количество геологических запасов нефти всего месторождения, составляющее порядка 63%. В 2019 г. суммарно из объектов М-I и М-II было добыто 46,3 тыс. т нефти, что составляет 15% от всей добытой нефти. За весь период разработки удельный отбор нефти на скважину для объекта М-I является самым минимальным и составляет 1,8 тыс. т; для объекта М-II аналогичный показатель оценивается в 3,4 тыс. т. Наблюдается высокий уровень обводнения действующего фонда скважин: к концу 2019 г. обводненность по скважинам объекта М-I и М-II увеличилась до 85,7 и 85,8% соответственно. Таким образом, специалисты нефтегазового сектора, занимающиеся разработкой данного месторождения, столкнулись со сложностью добычи высоковязких нефтей (далее – ВВН) и недостижением КИН при разработке традиционными методами. В связи с этим встает задача поиска оптимальной технологии, применимой в условиях м. Кенбай <h3>Оценка термических воздействий на залежи высоковязкой нефти посредством секторной 3D гидродинамической модели уч. Молдабек Восточный месторождения Кенбай</h3> В рамках оценки эффективности одной из технологий термического воздействия на залежи ВВН построена термическая секторная 3D геолого-гидродинамическая модель западной части объекта М-I уч. Молдабек Восточный м. Кенбай (рис. 1). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. 3D куб пористости секторной модели месторождения Кенбай" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193436-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193436-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 1. 3D куб пористости секторной модели месторождения Кенбай Секторная 3D гидродинамическая модель уч. Молдабек Восточный м. Кенбай (далее – ГДМ) построена в ПО Petrel компании Schlumberger. Описание секторной ГДМ представлено в табл. 2. Таблица 2. Описание секторной 3D гидродинамической модели <table> <tbody> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Наименование </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Параметры ГДМ </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Размер </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 143 х 127 х 201 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> ИТОГО ячеек </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3650361 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Активных ячеек </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2476283 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Размер ячеек, м </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 30 х 30 х 0.5 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Тип модели </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Композиционная </td> </tr> </tbody> </table> На основе адаптированной ГДМ (рис. 2) рассчитаны технологические показатели разработки месторождения с применением технологии пароциклической обработки скважин (далее – ПЦОС) с температурой 250°С, сухостью пара 0,5. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 2. Качество адаптации на историю добычи" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193437-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193437-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 2. Качество адаптации на историю добычи Посредством симулятора Eclipse 300 и ПО Intersect был произведен расчет прогнозных вариантов на построенной модели с применением технологии ПЦОС на участке с 8 скв. (№1134, 2536, 2537, 2542, 2544, 2545, 2546, 2631). Схема расположения скважин представлена на рис. 3. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 3. Схема расположения скважин" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193438-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193438-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 3. Схема расположения скважин Оценка технологии ПЦОС была произведена в 2 этапа. На первом этапе было рассчитано 8 прогнозных вариантов посредством симулятора Eclipse 300 без учета эффекта набухания глин (табл. 3). Таблица 3. Описание прогнозных вариантов без учета набухания глин <table> <tbody> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Вариант </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Включение скважин </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Период закачки </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Период пропитки </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Период добычи </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Сухость пара </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Температура пара, °С </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> последовательное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 14 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 123 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,9 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 300 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> последовательное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 7 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 123 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,9 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 300 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> последовательное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 28 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 123 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,9 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 300 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 4 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> последовательное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 14 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 25 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,9 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 300 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 5 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> параллельное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 14 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 25 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,9 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 300 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 6 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> параллельное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 14 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 39 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,9 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 300 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 7 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> последовательное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 14 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 123 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,5 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 300 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 8 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> параллельное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 25 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 28 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,9 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 300 </td> </tr> </tbody> </table> Прогнозные кейсы сформированы таким образом, чтобы провести анализ чувствительности модели к следующим параметрам технологии ПЦОС: сухость пара, период закачки, период добычи. За базовый вариант принят вариант 1 с последовательным переводом добывающих скважин под закачку пара в течение 14 дней, далее 3 дня пропитки, после чего обратный перевод в добычу. Период добычи определён таким образом, чтобы 1 скв. вновь была переведена под закачку пара, когда все 8 отработают и закончится первый цикл. Также определен период добычи в 123 дня. Температура закачки пара во всех вариантах составляет 300°С, сухость пара составляет 0,9. <h3>Анализ чувствительности к сухости пара</h3> Для проведения анализа чувствительности к сухости пара были рассчитаны 2 прогнозных варианта. В базовом варианте сухость пара составляет 0,9, что описывает идеальное качество пара. В 7 варианте сухость пара составляет 0,5. В двух последних вариантах параметры по периодам закачки, пропитки и добычи одинаковые. Результаты моделирования по группе скважин представлены на рис. 4. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 4. Результаты анализа чувствительности к сухости пара" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193439-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193439-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 4. Результаты анализа чувствительности к сухости пара Как видно из рис. 4, при уменьшении сухости пара с 0,9 на 0,5 уменьшение накопленной добычи нефти составляет около 10% за 5 лет, что доказывает незначительное влияние сухости пара на результаты прогноза. <h3>Анализ чувствительности к периоду закачки</h3> Для проведения анализа чувствительности к периоду закачки было рассчитано 3 прогнозных варианта: базовый вариант, вариант 2 и вариант 3. В трех вариантах температура пара, сухость пара, период пропитки, период добычи одинаковые. Период закачки варьирует от 7 до 28 дней. Результаты моделирования по группе скважин представлены на рис. 5. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 5. Результаты анализа чувствительности к периоду закачки пара" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193440-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193440-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 5. Результаты анализа чувствительности к периоду закачки пара Как видно из рисунка, наибольшая накопленная добыча приходится на вариант 3, где период закачки равняется 28 дням. <h3>Анализ чувствительности к периоду добычи</h3> Для проведения анализа чувствительности к периоду добычи было рассчитано 4 прогнозных варианта: базовый вариант, вариант 4, вариант 5 и вариант 6. В четырех вариантах температура пара, сухость пара, период пропитки, период закачки приняты одинаковыми. Период добычи варьирует от 25 до 123 дней. При этом в вариантах 1 и 4 предусматривается последовательное включение скважин под закачку, в вариантах 5 и 6 – параллельное включение. При параллельном включении парный порядок запуска скважин происходит согласно рис. 6. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 6. Параллельное включение скважин" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193441-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193441-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 6. Параллельное включение скважин Результаты моделирования по группе скважин представлены на рис. 7. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 7. Результаты анализа чувствительности к периоду добычи" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193442-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193442-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 7. Результаты анализа чувствительности к периоду добычи Как видно из рис. 7, наибольшая накопленная добыча нефти приходится на вариант 5, где скважины переводятся под закачку параллельно, при этом период добычи составляет 25 дней. По результатам моделирования этапа 1 и проведенного анализа чувствительности рекомендуется парное включение скважин под закачку пара с периодом закачки и добычи около 1 мес и периодом пропитки 3 дня. В этой связи был проведен расчет 8 варианта применения технологии ПЦОС, параметры которого в ходе анализа были определены наилучшими для технологии ПЦОС на первом этапе моделирования. Сравнительный анализ по всем вариантам представлен в виде графика зависимости накопленной добычи нефти от времени на рис. 8. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 8. Сравнительный анализ накопленной добычи нефти по вариантам этапа 1" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193443-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193443-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 8. Сравнительный анализ накопленной добычи нефти по вариантам этапа 1 Исходя из анализа чувствительности, на втором этапе, посредством ПО Intersect было рассчитано 5 прогнозных вариантов технологии ПЦОС на обновленной модели с учетом эффекта набухания глин. Результаты лабораторных исследований керна на предмет набухания пластовых глин при различной минерализации представлены в табл. 4. Таблица 4. Лабораторные исследования влияния минерализации на проницаемость <table style="height: 1002px;"> <tbody> <tr style="height: 46px;"> <td style="text-align: center; height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Наименование </td> <td style="text-align: center; height: 46px; width: 680.927px; vertical-align: middle;" colspan="8"> Значение </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="text-align: center; height: 46px; width: 1056.67px; vertical-align: middle;" colspan="9"> Данные по керну (модель образца) </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> № модели образцов </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 4№3 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 1№7 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 1№4 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5№5 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5№2 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5№6 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 6№1 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5№8 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> № скв. </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2657 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2657 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2657 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2657 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2657 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2657 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2657 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2657 </td> </tr> <tr style="height: 64px;"> <td style="height: 64px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Интервал, м </td> <td style="height: 64px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 224,45 (M-I) </td> <td style="height: 64px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 197,8 (M-I) </td> <td style="height: 64px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 197,2 (M-I) </td> <td style="height: 64px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 237,7 (M-II) </td> <td style="height: 64px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 236,95 (M-II) </td> <td style="height: 64px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 237,95 (M-II) </td> <td style="height: 64px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 240,1 (M-II) </td> <td style="height: 64px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 238,4 (M-II) </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Длина, см </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5,20 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 4,99 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 4,86 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5,21 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5,30 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5,16 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5,44 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5,24 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Диаметр, см </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 3,82 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 3,82 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 3,82 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 3,82 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 3,82 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 3,82 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 3,82 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 3,82 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> S поперечного сечения, см² </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 11,46 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 11,46 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 11,46 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 11,46 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 11,46 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 11,46 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 11,46 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 11,46 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Поровый объем, см³ </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 21,45 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 19,73 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 18,22 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 22,38 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 20,41 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 21,88 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 24,30 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 20,35 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Пористость, % </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 36,00 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 34,50 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 32,70 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 37,50 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 33,70 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 36,90 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 39,10 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 39,10 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Проницаемость по газу, мД </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 518,00 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 572,00 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 232,00 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2060,00 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 1350,00 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 1580,00 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 3630,00 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 5050,00 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Общая минер. пластовой воды, мг/л </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 115702 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 115702 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 115702 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 115702 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 115702 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 115702 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 115702 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 115702 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Общая минер. дистил. воды, мг/л </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,00 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,00 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,00 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,00 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> - </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> - </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> - </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> - </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Общая минер. воды водоз. скв. 8П, мг/л </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> - </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> - </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> - </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> - </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 4920,00 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 4920,00 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 4920,00 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 4920,00 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> Соотношение вод, % </td> <td style="height: 46px; width: 680.927px; text-align: center; vertical-align: middle;" colspan="8"> Проницаемость по воде </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> 100% пластовая вода </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 323,2 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 112,5 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 49,8 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 407,1 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 332,5 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 396,1 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 643,7 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 712,9 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> 75–25% </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 277,1 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 109,3 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 44,0 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 443,2 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 190,7 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 288,1 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 573,9 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 719,1 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> 50–50% </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 228,3 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 105,2 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 36,4 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 396,3 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 242,3 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 247,2 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 581,7 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 620,7 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> 25–75% </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 197,0 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 96,0 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 27,1 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 285,4 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 214,0 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 207,0 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 470,4 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 579,5 </td> </tr> <tr style="height: 46px;"> <td style="height: 46px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> 100% дистил.(водозаборной скв.) вода </td> <td style="height: 46px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 11,2 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 10,2 </td> <td style="height: 46px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 2,2 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 8,2 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 184,9 </td> <td style="height: 46px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 61,7 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 485,6 </td> <td style="height: 46px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 256,7 </td> </tr> <tr style="height: 64px;"> <td style="height: 64px; width: 369.74px; vertical-align: middle;"> % снижение проницаемости при 100% дистил. или водоз. воды </td> <td style="height: 64px; width: 80.2917px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 97% </td> <td style="height: 64px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 91% </td> <td style="height: 64px; width: 73.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 96% </td> <td style="height: 64px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 98% </td> <td style="height: 64px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 44% </td> <td style="height: 64px; width: 85.9375px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 84% </td> <td style="height: 64px; width: 79.6042px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 25% </td> <td style="height: 64px; width: 79.6771px; text-align: center; vertical-align: middle;"> 64% </td> </tr> </tbody> </table> По данным исследований была выведена зависимость изменения проницаемости от минерализации закачиваемого агента (рис. 9). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 9. Результаты лабораторных исследований на предмет изменения проницаемости от минерализации" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193444-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193444-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 9. Результаты лабораторных исследований на предмет изменения проницаемости от минерализации Отслеживание концентрации пресной воды в обновленной ГДМ реализовано посредством моделирования трассера. Алгоритм изменения проницаемости от минерализации закачиваемого агента реализован в скрипте посредством влияния трассера на проницаемость. Результаты моделирования относительного изменения проницаемости от концентрации трассера представлены на рис. 10. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 10. Результаты моделирования относительного изменения проницаемости от концентрации трассера" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193445-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193445-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 10. Результаты моделирования относительного изменения проницаемости от концентрации трассера Причинами миграции E300 в Intersect послужили два основных фактора: <ol> <li>отсутствие возможности реализации влияния минерализации закачиваемого агента на проницаемость коллектора в Е300;</li> <li>скорость расчётов.</li> </ol> Таким образом, моделирование глин было реализовано в ПО Intersect посредством языка программирования Python. Для реализации данного проекта модель E300 сконвертирована в Intersect с помощью ПО Migrator компании Schlumberger. В ПО Intersect была проведена дополнительная настройка концевых точек. После чего рассчитан и проанализирован базовый кейс обновленной модели для контроля качества миграции. По результатам проверки миграция прошла успешно и результаты моделирования представлены на рис. 11. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 11. Сравнение результатов моделирования в Е300 и Intersect" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193446-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193446-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 11. Сравнение результатов моделирования в Е300 и Intersect При этом время симуляции в ПО Intersect было сокращено почти в 19 раз. Необходимо отметить, что на этапе 1 сухость пара и температура заданы как идеальные условия технологии, на этапе 2 данные параметры уточнены по опыту применения технологии на аналогичном месторождении и представлены в табл. 5. Таблица 5. Параметры ПЦОС этапа 2 по вариантам <table> <tbody> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Вариант </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Включение скважин </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Период закачки </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Период пропитки </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Период добычи </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Сухость пара </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Температура пара </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Вариант 1 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> последовательное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 14 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 123 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,5 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 250 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Вариант 2 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> параллельное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 14 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 39 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,5 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 250 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Вариант 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> параллельное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 25 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 28 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,5 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 250 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Вариант 4 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> параллельное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 39 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,5 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 250 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Вариант 5 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> параллельное </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 14 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 78 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 0,5 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 250 </td> </tr> </tbody> </table> Результаты моделирования этапа 2 по группе скважин, где применяется ПЦОС, представлены на рис. 12. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 12. Накопленная добыча нефти по вариантам по группе скважин ПЦОС" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193447-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193447-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 12. Накопленная добыча нефти по вариантам по группе скважин ПЦОС Как видно из рис. 12, наибольшая накопленная добыча нефти приходится на вариант 2, где скважины переводятся под закачку параллельно, при этом период добычи составляет 39 дней, период закачки – 14 дней, сухость пара – 0,5, температура пара – 250˚С. Для оценки влияния эффекта набухания глин произведен пересчёт наилучших вариантов двух этапов на аналогичные условия. Таким образом, наилучшие варианты этапов 2 и 3 рассчитаны без учета набухания глин с сухостью пара 0,5 и температурой 250˚С. По результатам сравнительного анализа имеется значительное уменьшение объемов добычи при моделировании эффекта набухания глин (рис. 13). <center></center><center> <div class="preview fancybox" style="text-align: left;"><center><center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 13. Сравнение показателей накопленной добычи с применением эффекта набухания глин и без" href="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193448-3-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/99704/supp/99704-193448-3-SP.jpg"></a></div> </center></center>Рисунок 13. Сравнение показателей накопленной добычи с применением эффекта набухания глин и без</div> </center> Согласно полученным результатам сравнительного анализа двух наилучших вариантов с применением эффекта набухания глин и без вытекает, что чем больше период закачки пара, тем меньший объем добычи получаем. В варианте 2 период закачки пара составляет 14 дней, в варианте 3 период закачки составляет 25 дней. Так как по данным лабораторных исследований на уч. Молдабек Восточный м. Кенбай выявлено влияние минерализации закачиваемого агента на проницаемость, то для экономической оценки технологии ПЦОС будет применяться обновленная модель с учетом эффекта набухания глин. Для оценки технико-экономических показателей применения технологии ПЦОС произведен расчет дополнительной добычи нефти (табл. 6) для наилучшего варианта применения термического воздействия на рассматриваемом участке с учетом эффекта набухания глин и передан экономистам. Таблица 6. Дополнительная добыча нефти по варианту 2 <table> <tbody> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Год </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> Дополнительная добыча нефти, т. </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2020 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1 920 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2021 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 3 803 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2022 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2 499 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2023 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2 049 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2024 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1 638 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2025 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1 428 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2026 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1 337 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2027 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1 360 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2028 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1 342 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2029 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1 360 </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 2030 </td> <td style="text-align: center; vertical-align: middle;"> 1 296 </td> </tr> </tbody> </table> При принятых прогнозных технологических и макроэкономических параметрах, а также при текущих экономических условиях результаты экономической оценки показали нерентабельность технологии. <h3>Выводы</h3> Для разработки месторождения с применением технологии ПЦОС необходимо провести детальный геолого-промысловый анализ динамики основных показателей эксплуатации, провести необходимые лабораторные исследования, в частности исследования на предмет набухания глин в зависимости от закачиваемого агента. Согласно результатам моделирования, объем накопленной добычи меньше на 35–60% при учете эффекта набухания глин в зависимости от параметров ПЦОС. Также важно провести анализ чувствительности на такие параметры как: - период закачки; - период добычи; - сухость пара. По результатам моделирования варианта 2 второго этапа, в котором реализован эффект набухания глин, период добычи составляет 39 дней, период закачки пара – 14 дней, сухость пара – 0,5, температура пара – 250°С является наиболее эффективным по показателям накопленной добычи нефти в период с 2020 по 2030 гг. Но согласно экономической оценке технология не окупается и является нерентабельной. Одна из причин нерентабельности технологии – это эффект набухания глин на уч. Молдабек Восточный м. Кенбай. Влияние данного эффекта приводит к уменьшению проницаемости, что в свою очередь ведет к снижению коэффициента продуктивности, а значит и к полученным объемам дополнительной добычи нефти. Таким образом, важно отметить, что полученные результаты применимы для рассмотренного месторождения. При обосновании на подобные месторождения необходимо учитывать индивидуальные геологические особенности данного месторождения. Как видно из полученных результатов не всегда традиционные методы и подходы к разработке того или иного месторождения будут эффективны. Это еще раз доказывает, что каждое месторождение уникально.

Анализ разработки уч. Молдабек Восточный месторождения Кенбай. – Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг, г. Атырау, 2019. // Analiz razrabotki uch. Moldabek Vostochnyi mestorozhdeniya Kenbay [Analysis of the development of the Eastern Moldabek of the Kenbay field]. – Atyrauskiy filial TOO «KMG Inzhiniring [Atyrau branch KMG Engineering LLP], Atyrau, 2019.

Пересчет запасов нефти и газа юрских отложений уч. Молдабек Восточный месторождения Кенбай, по состоянию на 02.01.2019 г. – Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг». // Pereschet zapasov nefti i gaza yurskih otlozheniy uch. Moldabek Vostochnyi mestorozhdeniya Kenbay, po sostoyaniyu na 02.01.2019 g. [Recalculation of oil and gas reserves of Jurassic deposits of the eastern Moldabek of the Kenbay field, as of 01/02/2019] – Atyrauskiy filial TOO «KMG Inzhiniring» [Atyrau branch KMG Engineering LLP].

Башкирцева Н.Ю. Высоковязкие нефти и природные нефти. – Вестник Казанского технологического университета, 2014, с. 296–299. // Bashkirtseva N.YU. Vysokovyazkie nefti i prirodnye nefti [High-viscosity oils and natural oils]. – Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta [Bulletin of the Kazan Technological University], 2014, pp. 296–299.