Ключевые слова: межскважинная интерференция, Западная Курна, Ирак, моделирование, зона влияния, дебит.
Разработка крупных нефтегазовых месторождений с высокой плотностью сетки скважин сопровождается значительными техническими и экономическими вызовами. Одним из ключевых факторов, влияющих на эффективность добычи и устойчивость работы скважин, является межскважинная интерференция – взаимное воздействие режимов эксплуатации соседних скважин на пластовые параметры и производительность. В условиях ограниченных ресурсов и сложных геологических структур понимание и моделирование этих процессов становятся необходимым инструментом для оптимизации схем разработки.
Месторождение «Западная Курна» в Ираке – одно из крупнейших и стратегически важных нефтяных месторождений региона, характеризующееся высокой плотностью бурения и сложной литологической структурой коллектора. В последние годы интенсивная разработка, направленная на максимальное извлечение запасов, привела к обострению проблем, связанных со взаимным влиянием скважин. Неправильное управление режимами добычи и закачки приводит к раннему обводнению, снижению дебитов и увеличению эксплуатационных затрат.
Традиционные методы моделирования интерференции скважин опираются на предположение о статичной и симметричной зоне влияния, часто игнорируя динамические изменения свойств пласта и режимов работы. Однако пласты нефти и газа являются сложными системами с неоднородными и анизотропными характеристиками, а эксплуатационные параметры постоянно меняются во времени. Это требует разработки новых адаптивных подходов, способных более точно описывать процессы перераспределения пластового давления и потоков в зоне воздействия скважин.
В данной работе предлагается модель динамически адаптивной зоны интерференции (ДАИ), учитывающая временную изменчивость и зависимость зоны влияния от основных параметров эксплуатации – дебита, проницаемости, вязкости флюида, степени обводненности и времени работы скважины. Кроме того, рассмотрена инновационная концепция полярной зоны интерференции (ПЗИ), которая моделирует направленную, асимметричную форму зоны взаимного влияния, что особенно актуально для анизотропных коллекторов [2].
Целью исследования является анализ влияния межскважинной интерференции на показатели разработки месторождения «Западная Курна» и оценка эффективности новых моделей (ДАИ и ПЗИ) на основе численного гидродинамического моделирования с использованием современного программного обеспечения CMGGEM. Результаты работы призваны способствовать оптимизации схем бурения и режимов эксплуатации, а также повышению коэффициента извлечения нефти и экономической эффективности проекта.
В рамках данной работы были использованы комплексные методы геологического, гидродинамического и математического моделирования, направленные на количественную и качественную оценку влияния межскважинной интерференции на параметры разработки месторождения «Западная Курна» с применением предложенной модели динамически адаптивной зоны интерференции (ДАИ) [1].
Геологическая и гидродинамическая модель
Для исследования использована трехмерная геомодель участка продуктивного пласта месторождения «Западная Курна» общей площадью 24 км2. Модель была построена в интегрированной среде на базе следующих источников данных:
• геофизических исследований скважин (ГИС) по 46 скважинам;
• кернового материала;
• трехмерной сейсмической съемки (3D);
• данных по пластовому давлению и дебитам на различных этапах разработки.
Литологическая характеристика
Основной продуктивный пласт представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками с перемежающимися прослоями аргиллитов и алевролитов. Коллектор относится к пластам с хорошими фильтрационно- емкостными свойствами.
• Эффективная пористость ( эф): в среднем 0,19 (от 0,14 до 0,23); (1)
• Проницаемость (k): варьируется от 70 до 320 мД (миллидарси);
• Нефтенасыщенность: 0,62 – 0,78;
• Тип коллектора: слабосцементированный песчаник, преимущественно гидрофобный.
На основе геомодели была построена гидродинамическая модель с учетом истории эксплуатации участка (исторический матчинг 5 лет). Модель включает:
• 37 добывающих скважин,
• 9 нагнетательных,
• Граничные условия – нефиксированные, с учетом слабого водонапорного режима.
Концепция динамически адаптивной зоны интерференции (ДАИ)
Классические модели межскважинной интерференции предполагают, что зона влияния скважины – это фиксированная, статичная и симметричная область, обычно имеющая круглую форму с постоянным радиусом RRR.
В реальных условиях зона взаимного влияния изменяется во времени и пространстве под влиянием следующих факторов:
• Изменение пластового давления;
• Изменение положения водонефтяного контакта (ВНК);
• Режимы закачки и отбора жидкости;
• Изменения физических свойств добываемого флюида (вязкость, плотность) [1].
Математическая модель
В предлагаемой модели динамически адаптивная зона интерференции задается переменной величиной радиуса:
где Q – текущий дебит скважины (м3/сут);
• k – проницаемость продуктивного интервала (мД);
• μ – вязкость добываемого флюида (мПа·с);
• S – степень обводненности продукции (доля, 0 – 1);
• Δt – время с начала эксплуатации скважины (сутки).
Конкретная формула для радиуса зоны интерференции
В качестве простого эмпирического примера можно взять модель:
где R0 – базовый радиус зоны интерференции (например, 100 м);
• Q – текущий дебит скважины (м3/сут).
• Qmax – максимальный дебит за историю эксплуатации.
• k – проницаемость пласта (мД),
k0 – эталонная проницаемость.
• μ – вязкость флюида (мПа · с),
μ0 – эталонная вязкость.
• S – обводненность (доля от 0 до 1).
• t – время эксплуатации (сутки).
• – эмпирические коэффициенты (например, 0,5; 0,4; 0,002).
Корректирующий множитель корреляции давления (КМДП)
Для оценки взаимного влияния соседних скважин введен множитель:
• Pij – разность пластовых давлений между скважинами ii и jj (МПа).
• Rij – расстояние между скважинами (м).
Этот коэффициент показывает степень взаимного влияния и позволяет оценить, насколько зона влияния одной скважины «затеняет» другую, что отражается на перераспределении потоков и производительности.
Интерпретация
• Чем выше ij, тем сильнее взаимное влияние скважин.
• При ij > 0,1 ij > 0,1 МПа/м2 – значительное влияние (требуетсякорректировка режима работы).
Этот коэффициент показывает степень взаимного влияния и позволяет оценить, насколько зона влияния одной скважины «затеняет» другую, что отражается на перераспределении потоков и производительности.
Пример расчета Исходные данные:
• R0 = 100 м
• Q = 90 м3/сут, Qmax = 120 м3/сут
• k = 150 мД, k0 = 100 мД
• S = 0,25
• t = 180 сут
• = 0,5, = 0,4, = 0,002.
Расчет:
1. Влияние дебита:
2. Влияние проницаемости:
3. Влияние вязкости:
4. Учет обводненности:
5. Влияние времени:
6. Итог:
Несмотря на изменения в эксплуатационных параметрах, текущий радиус зоны интерференции составляет примерно 99,8 м, что почти совпадает с базовым значением. Это свидетельствует о взаимной компенсации факторов: увеличение дебита и проницаемости уравновешено влиянием высокой вязкости, обводненности и времени Примеры расчетов подтверждают устойчивость модели к изменениям параметров.
Для сложных случаев (анизотропные коллекторы) рекомендуется использовать полярную зону интерференции (ПЗИ), где радиус заменяется на эллипсоидную форму, ориентированную вдоль градиента давления.
Проведены два сценария моделирования:
• Вариант A (традиционный подход) – использование статической круговой зоны интерференции фиксированного радиуса;
• Вариант B (ДАИ) – реализация динамически адаптивной зоны, изменяющейся во времени и в зависимости от эксплуатационного режима каждой скважины.
Критерии оценки эффективности:
• Суточный дебит нефти (м3/сут);
• Обводненность продукции (%);
• Кумулятивная добыча нефти;
• Коэффициент извлечения нефти
(КИН) по участку;
• Давление в зоне взаимноговлияния.
Результаты и обсуждение
В ходе исследования было проведено комплексное численное моделирование разработки участка нефтегазового месторождения «Западная Курна» с целью оценки влияния межскважинной интерференции на продуктивность и динамику пласта. Для анализа применялись два основных подхода.
Дебит скважин
На основе моделирования было установлено, что при использовании статической (традиционной) модели интерференции наблюдается более интенсивное снижение дебита в первые 12 месяцев разработки. Это связано с неравномерным перераспределением пластового давления и ранним конфликтом потоков между соседними скважинами.
При применении модели динамически адаптивной зоны интерференции (ДАИ) дебит снижается плавнее благодаря адаптации зоны притока к текущим условиям. Среднее снижение дебита в годовом выражении составило 7,2 % для ДАИ против 13,6 % для традиционного подхода. На 18-й месяц разработки 22 из 37 скважин при ДАИ сохраняли дебит выше проектного значения, тогда как при традиционной модели таких скважин было лишь 10. Таким образом, ДАИ позволила продлить фазу устойчивого отбора на 6 – 9 месяцев, особенно в центральной и северной частях участка.
Обводненность
Сравнительный анализ показал существенное различие в динамике роста обводненной продукции. При традиционной модели резкое увеличение обводненной начинается с 7 – 8 месяца эксплуатации. Это связано с неучетом направленного роста водонефтяного контакта и наложением зон давления от нагнетательных скважин [4].
Преимущества модели ДАИ заключаются в следующем: средний уровень обводненной на конец второго года составил 41,3 % против 53,2 % при классическом подходе. Максимальное снижение обводненной в отдельных скважинах достигало 18 %, особенно в зонах с повышенной пластовой анизотропией. Также наблюдалось снижение частоты нецелевого притока из-за более точного контроля зон наложения давления. Таким образом, ДАИ повышает селективность дренажа и снижает риск преждевременного обводнения.
Кумулятивная добыча нефти и коэффициент извлечения нефти
Показатели кумулятивной добычи и коэффициент извлечения нефти являются интегральными и позволяют оценить эффективность разработки участка в целом. На пятилетнем прогнозном горизонте были получены следующие результаты.
Использование ДАИ позволило не только нарастить добычу нефти, но и сбалансировать соотношение между закачкой и отбором, благодаря чему давление в коллекторе сохранялось выше критического уровня на протяжении всего моделируемого периода.
Карты наложения зон интерференции (ДАИ vs традиционная модель)
Анализ карт распределения зон взаимного влияния выявил, что при традиционном подходе образуются «горячие зоны» конфликта между добывающими и нагнетательными скважинами, особенно в центральной части участка. Это приводит к преждевременным прорывам воды, нестабильной работе скважин и необходимости частой корректировки режимов.
При использовании модели ДАИ зоны взаимного влияния динамически смещаются в зависимости от режима работы скважин и геологических особенностей пласта. Количество «зон конфликта» удалось снизить на 28 %. Также в зоне перекрытия была введена матрица взаимного давления, которая позволяет заранее прогнозировать и предотвращать зоны риска.
Результаты новой модели
В качестве дополнительного сценария была рассмотрена концепция полярной зоны интерференции (ПЗИ) – направленной, асимметричной зоны влияния в виде лепестков, ориентированных вдоль главного градиента давления [5].
Результаты моделирования показали, что применение ПЗИ обеспечивает дополнительное снижение взаимного влияния скважин в условиях анизотропного коллектора, оптимизирует расположение новых нагнетательных скважин и позволяет повысить дебит в краевых скважинах до 11 % по сравнению с моделью ДАИ.
В рамках данного исследования была также разработана новая концепция моделирования – полярная зона интерференции (ПЗИ). В отличие от круговой формы зон влияния, ПЗИ представляет собой систему направленных лепестков, ориентированных вдоль основного градиента давления. На рисунке 1 представлена схема размещения скважин на сетке и графическое отображение ПЗИ.
Визуализация показывает, что форма лепестков позволяет моделировать неравномерное распределение давления и избежать конфликта между скважинами, расположенными вдоль одной изометрической линии. Такая форма зоны интерференции особенно актуальна для анизотропных коллекторов с направленной проницаемостью [6].
Так, на рисунке 2 представлено сравнение роста обводненности скважин в течение 12 месяцев между двумя моделями: традиционной и ДАИ. Учитывались данные по группе из 12 добывающих скважин в центральной части участка.
Таким образом, при использовании модели ДАИ наблюдается замедление роста обводненности. Это свидетельствует о более сбалансированной системе закачки и добычи, где зоны влияния корректируются во времени, что позволяет избежать преждевременного прорыва воды к забою.
Таким образом, несмотря на практически полную химическую совместимость закачиваемых (морских вод Персидского залива в смеси с поверхностными водами реки Евфрат) и пластовых вод (продуктивная формация месторождения Западная Курна-2), обнаружена высокая агрессивность смесей закачиваемых и пластовых вод при пластовых термобарических условиях по отношению к железу, что может способствовать нарушению гидрохимического равновесия в геофлюидальной системе и активизации процессов солеобразования. Все это говорит о необходимости соблюдения повышенных антикоррозийных требований при проектировании системы ППД [8].
Межскважинная интерференция существенно влияет на эффективность разработки нефтегазового месторождения «Западная Курна». Игнорирование динамических изменений зон влияния приводит к снижению точности прогноза добычи и увеличению рисков преждевременного обводнения.
Разработка и внедрение модели динамически адаптивной зоны интерференции (ДАИ) позволили учесть вариативность геологических и эксплуатационных факторов, что повысило качество моделирования и прогнозирования. Применение ДАИ обеспечило более плавное снижение дебита и замедление роста обводненности по сравнению с традиционными методами.
Концепция полярной зоны интерференции (ПЗИ), учитывающая анизотропию коллектора и направленное распределение давления, показала потенциал для оптимизации схем расположения и работы скважин, снижая зоны конфликтного взаимного влияния.
Применение новых подходов моделирования способствует увеличению коэффициента извлечения нефти и общему росту кумулятивной добычи, что подтверждает экономическую эффективность инновационных методов.
Результаты исследования свидетельствуют о необходимости перехода от статических и универсальных моделей к адаптивным и контекстно- зависимым методикам, которые лучше отражают реальные процессы в пласте и обеспечивают устойчивое управление разработкой [8].
Литература
1. Басииев К. С, Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная Б 27 гидромеханика: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1993. 416 с: ил
2. Петрова Л. В., Воронова Е. В., Хуснутдинова Р. Р., Юсупова Л. Ф., Сухорук Е. В., Дойников Р. С. // Геологическое строение и эффективность разработки бавлинского месторождения // The Scientific Heritage. 2021. №64-1.
3. Анаприенко Евгений Викторович, Жукова Елизавета Михайловна // Оценка интерференции скважин аналитическими и статистическими методами // Достижения науки и образования. 2019. №5 (46).
4. Лапта Денис Васильевич, Харченко Владимир Михайлович // Инновационные технологии использования космосъемки для оценки нефтегазоносности величаевско-колодезного месторождения // Наука. Инновации. Технологии. 2020. №3
5. Архипов Александр Сергеевич, Кузьмин Максим Игоревич // Скважинная интерференция как метод анализа эффективности системы заводнения на карбонатном типе коллектора // Известия ТПУ. 2023. №2
6. Сайфуллин Аскар Айдарович, Мубаракшин Ленар Наилевич, Пупков Николай Владимирович // Методология определения положения ствола горизонтальной скважины по геологическому разрезу с увеличением коэффициента охвата // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2022. №3
7. Ишкин Д. З., Муллагалин И. З., Нигаметьянова Г. А., Салимгареева Э. М. Оценка зоны дренирования скважины и эффективности системы поддержания пластового давления в низкопроницаемом коллекторе по данным анализа мини-гидроразрыва пласта в уплотняющих горизонтальных скважинах с многостадийным гидравлическим разрывом // Актуальные проблемы нефти и газа. 2022. №2 (37)
8. Исламов Р. А., Андреев Е. Ю., Волков М. Г. Выбор системы заканчивания горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта // Экспозиция Нефть Газ. 2024. №2
9. Зыков А. С., Ридель А. А., Колесников М. В., Гарифуллина Р. А., Перевалова С. А. Комплексный анализ данных гидродинамических исследований скважин, проблемы и решения при интерпретации исследований на нефтяных оторочках // Актуальные проблемы нефти и газа. 2023. №2 (41).
10. Дегтярева Т. Ю., Мигманов Р. Р. // Комплексный подход к оценке эффективности уплотнения сетки скважин на усть-тегусском месторождении // Известия вузов. Нефть и газ. 2021. №5
