Кирилл Олегович Томский – кандидат технических наук, заведующий кафедрой недропользования
Scopus ID 58080759000
г. Якутск
Kirill O. Tomskiy – Cand. Sci. (Eng.), Head of the Department of Subsoil Use
Scopus ID 58080759000
Yakutsk
Мария Сергеевна Иванова – кандидат химических наук, доцент кафедры недропользования
Scopus ID 7202135803
г. Якутск
Mariya S. Ivanova – Cand. Sci. (Chem.), Associate Professor of the Department of Subsoil Use
Scopus ID 7202135803
Yakutsk
Егор Дмитриевич Никитин – аспирант кафедры инфокоммуникационных технологий
г. Москва
Egor D. Nikitin – PhD-Student of the Department of Information and Communication Technologies
Moscow
Любовь А. Рудых – студент базовой кафедры ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» ПАО НК «Роснефть», Политехнический институт (филиал) Северо-Восточного федерального университета в г. Мирном
г. Мирный
Lyubov A. Rudykh – Student of the Basic Department of Taas-Yuryakh Neftegazodobycha LLC, PJSC NK Rosneft, Polytechnic Institute (branch) Northeastern Federal University in Mirny
Mirny
At the moment, the use of digital models in the development of oil and gas fields is an effective tool for making informed tactical and strategic decisions to maximize the extraction of hydrocarbon reserves in a field. At the same time, the permanent increase in the share of hard-to-recover reserves leads to an accelerated increase in the role of simulation of reservoir hydrocarbon systems in the development of oil and gas fields. Many gas-condensate fields in Eastern Siberia can be characterized as reservoirs with low permeability and porosity and difficult thermobaric conditions, and, as a result, the issue of improving the efficiency of the development of such reservoirs to increase the cumulative production of gas and condensate is relevant. If the initial reservoir pressure of a gas-condensate field corresponds to the dewpoint pressure, dropout of a significant amount of retrograde condensate is observed when the pressure in the reservoir decreases. Condensate dropout in the pore space of a reservoir leads to a decrease in both the condensate recovery factor (CRF) and the gas recovery factor (GRF). The predictive calculations of the development of a gas-condensate reservoir by vertical and horizontal wells were carried out with the use of the hydrodynamic simulator T-Navigator of a domestic manufacturer Rock Flow Dynamics. The calculations were performed under various process conditions on the example of a gas-condensate field, which is characterized by complicated thermobaric conditions (the initial reservoir pressure corresponds to the dewpoint pressure), while the target process parameter was the amount of condensate dropout in the reservoir. Based on the results of the study, the main conclusion can be drawn. The development of the reservoir by horizontal wells can significantly reduce the reservoir drawdown pressure compared to vertical wells, while the condensate dropout in the reservoir occurs in a larger volume; the condensate becomes immobile and prevents further gas production, reducing the total production of condensate. An increase in reservoir condensate recovery in the course of the development of a gas-condensate reservoir by vertical wells compared to horizontal wells is observed under certain reservoir conditions corresponding to the simulation performed in this study, namely, at low reservoir permeability and porosity and the presence of a saturated gas-condensate system.
На текущий момент использование цифровых моделей при разработке нефтяных и газовых месторождений является эффективным инструментом принятия обоснованных тактических и стратегических решений для максимального извлечения углеводородных запасов на месторождении. При этом постоянное увеличение доли трудноизвлекаемых запасов приводит к ускоренному нарастанию роли моделирования пластовых углеводородных систем при разработке нефтяных и газовых месторождений. Многие газоконденсатные месторождения Восточной Сибири можно охарактеризовать как залежи с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и сложными термобарическими условиями, и, как следствие, актуальным является вопрос повышения эффективности разработки подобных залежей для увеличения накопленной добычи газа и конденсата. В случае если начальное пластовое давление газоконденсатного месторождения соответствует давлению начала конденсации, наблюдается выпадение значительного количества ретроградного конденсата при понижении давления в пласте. Выпадение конденсата в поровом пространстве пласта приводит к понижению как коэффициента извлечения конденсата (КИК), так и коэффициента извлечения газа (КИГ). С помощью гидродинамического симулятора Т-Навигатор отечественного производителя Rock Flow Dynamics были произведены прогнозные расчеты разработки газоконденсатной залежи вертикальными и горизонтальными скважинами. Расчеты производились при различных технологических режимах на примере газоконденсатного месторождения, который характеризуется сложными термобарическими условиями (начальное пластовое давление соответствует давлению начала конденсации), при этом целевым технологическим параметром являлось количество выпавшего конденсата в пласте. По результатам исследования можно сделать основной вывод – разработка залежи горизонтальными скважинами позволяет значительно снижать депрессию на пласт по сравнению с вертикальными, при этом конденсат в пласте выпадает по большему объему, становится неподвижным и препятствует дальнейшей добыче газа, снижая общую добычу конденсата. Увеличение конденсатоотдачи пласта при разработке газоконденсатной залежи вертикальными скважинами по сравнению с горизонтальными скважинами наблюдается при определенных пластовых условиях, соответствующих проделанному в настоящей работе моделированию, а именно при низких фильтрационно-емкостных свойствах пласта и наличии насыщенной газоконденсатной системы.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.