Актуальные вопросы исследований пластовых систем углеводородов

Подождите немного. Документ загружается.

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ɉɨɫɥɟ ɨɛɪɚɛɨɬɤɢ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɫɭɯɢɦ ɝɚɡɨɦ ɜ ɞɨɛɵɜɚɟɦɨɦ ɩɥɚɫɬɨ-

ɜɨɦ ɝɚɡɟ ɨɬɦɟɱɚɟɬɫɹ ɧɟɡɧɚɱɢɬɟɥɶɧɨɟ ɭɜɟɥɢɱɟɧɢɟ ɦɨɥɶɧɨɣ ɞɨɥɢ ɦɟ-

ɬɚɧɚ, ɷɬɚɧɚ ɢ ɩɪɨɩɚɧɚ, ɜ ɛɨɥɶɲɟɣ ɫɬɟɩɟɧɢ – ɛɭɬɚɧɚ. ɉɨɫɥɟ ɨɛɪɚɛɨɬ-

ɤɢ ɭɝɥɟɤɢɫɥɵɦ ɝɚɡɨɦ – ɭɜɟɥɢɱɟɧɢɟ ɜ ɩɪɨɞɭɤɰɢɢ ɭɝɥɟɤɢɫɥɨɝɨ ɝɚɡɚ,

ɬɹɠɟɥɵɯ ɤɨɦɩɨɧɟɧɬ ɫ ɦɨɥɹɪɧɨɣ ɦɚɫɫɨɣ 98–250 ɝ/ɦɨɥɶ, ɩɨɫɥɟ ɨɛ-

ɪɚɛɨɬɤɢ ɷɬɚɧɨɦ – ɷɬɚɧɚ, ɬɹɠɟɥɵɯ ɤɨɦɩɨɧɟɧɬ ɫ ɦɨɥɹɪɧɨɣ ɦɚɫɫɨɣ

98–250 ɝ/ɦɨɥɶ. ɉɨɫɥɟ ɨɛɪɚɛɨɬɤɢ ɉȻɎ ɭɜɟɥɢɱɟɧɢɹ ɞɨɥɢ ɍȼ ɋ

ɩɪɨɞɭɤɰɢɢ ɧɟ ɧɚɛɥɸɞɚɟɬɫɹ.

ɇɚ ɨɫɧɨɜɚɧɢɢ ɜɵɩɨɥɧɟɧɧɵɯ ɪɚɫɱɟɬɨɜ ɦɨɠɧɨ ɫɞɟɥɚɬɶ ɫɥɟɞɭɸ-

ɳɢɟ ɜɵɜɨɞɵ. ɉɨ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɨɛɪɚɛɨɬɤɢ ɪɚɫɫɦɨɬɪɟɧɧɵɟ ɚɝɟɧ-

ɬɵ ɪɚɫɩɨɥɚɝɚɸɬɫɹ ɜ ɩɨɪɹɞɤɟ ɜɨɡɪɚɫɬɚɧɢɹ: ɫɭɯɨɣ ɝɚɡ, ɞɢɨɤɫɢɞ ɭɝɥɟ-

ɪɨɞɚ, ɷɬɚɧ, ɩɪɨɩɚɧ-ɛɭɬɚɧɨɜɚɹ ɫɦɟɫɶ. Ɂɚɦɟɬɢɦ, ɱɬɨ ɩɨ ɷɮɮɟɤɬɢɜɧɨ-

ɫɬɢ ɨɛɪɚɛɨɬɤɢ ɷɬɚɧ ɧɟɧɚɦɧɨɝɨ ɭɫɬɭɩɚɟɬ ɩɪɨɩɚɧ-ɛɭɬɚɧɨɜɨɣ ɫɦɟɫɢ.

Ⱦɥɹ ɭɜɟɥɢɱɟɧɢɹ ɩɪɨɞɭɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɝɚɡɨɤɨɧɞɟɧɫɚɬɧɵɯ ɫɤɜɚɠɢɧ, ɷɤɫ-

ɩɥɭɚɬɢɪɭɸɳɢɯ ɧɢɠɧɟɦɟɥɨɜɵɟ ɡɚɥɟɠɢ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɣ Ɂɚɩɚɞɧɨɣ

ɋɢɛɢɪɢ, ɪɟɤɨɦɟɧɞɭɟɬɫɹ ɨɛɪɚɛɨɬɤɚ ɫɤɜɚɠɢɧ ɩɪɨɩɚɧ-ɛɭɬɚɧɨɜɨɣ

ɫɦɟɫɶɸ ɫ ɩɪɨɞɚɜɤɨɣ ɫɭɯɢɦ ɝɚɡɨɦ.

Таблица 3

Продуктивность скважины в различные временные промежутки

Раство-

ритель

Объем зака-

чанного рас-

творителя,

тыс. м

Продуктивность, тыс. м

/(сут · МПа)

продуктив-

ность до

обработки

время после обработки скважины, сут

1 25 54 146 207

Сухой газ 200 116 273 114 113 112 111

300 116 304 198 113 112 111

500 116 366 259 176 112 111

Диоксид

углерода

200 116 441 402 285 211 169

300 116 475 434 291 212 184

500 116 515 471 314 241 190

Этан 200 116 617 507 347 258 165

300 116 679 527 352 264 201

500 116 845 555 355 274 206

Пропан-

бутановая

смесь +

сухой газ

200 + 240 116 574 560 353 275 207

300 + 360 116 553 549 359 268 202

450 + 550 116 608 524 363 267 212

СБОРНИК НАУЧНЫХ СТАТЕЙ

Список литературы

1. Ƚɪɢɰɟɧɤɨ Ⱥ.ɂ. Ɇɟɬɨɞɵ ɩɨɜɵɲɟɧɢɹ ɩɪɨɞɭɤɬɢɜɧɨɫɬɢ ɝɚɡɨɤɨɧ-

ɞɟɧɫɚɬɧɵɯ ɫɤɜɚɠɢɧ / Ⱥ.ɂ. Ƚɪɢɰɟɧɤɨ, Ɋ.Ɇ. Ɍɟɪ-ɋɚɪɤɢɫɨɜ, Ⱥ.ɇ. ɒɚɧ-

ɞɵɪɢɧ ɢ ɞɪ. – Ɇ.: ɇɟɞɪɚ, 1997. – 364 ɫ.; ɢɥ.

2. Ɍɟɪ-ɋɚɪɤɢɫɨɜ Ɋ.Ɇ. Ɇɨɞɟɥɢɪɨɜɚɧɢɟ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟ-

ɧɢɣ ɩɪɢɪɨɞɧɵɯ ɝɚɡɨɜ ɫ ɜɨɡɞɟɣɫɬɜɢɟɦ ɧɚ ɩɥɚɫɬ / Ɋ.Ɇ. Ɍɟɪ-ɋɚɪɤɢɫɨɜ,

ɇ.Ⱥ. Ƚɭɠɨɜ, Ⱥ.Ⱥ. Ɂɚɯɚɪɨɜ ɢ ɞɪ. – Ɇ.: ɇɟ

ɞɪɚ–Ȼɢɡɧɟɫɰɟɧɬɪ, 2004. –

590 ɫ.; ɢɥ.

3. Ɍɟɪ-ɋɚɪɤɢɫɨɜ Ɋ.Ɇ. Ɋɚɡɪɚɛɨɬɤɚ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɣ ɩɪɢɪɨɞɧɵɯ

ɝɚɡɨɜ / Ɋ.Ɇ. Ɍɟɪ-ɋɚɪɤɢɫɨɜ. – Ɇ.: ɇɟɞɪɚ, 1999. – 659 ɫ.; ɢɥ.

4. ɇɢɤɨɥɚɟɜ ȼ.Ⱥ. ɂɫɫɥɟɞɨɜɚɧɢɟ ɬɟɪɦɨɝɢɞɪɨɞɢɧɚɦɢɱɟɫɤɢɯ ɩɪɨ-

ɰɟɫɫɨɜ ɜ ɩɪɢɫɤɜɚɠɢɧɧɨɣ ɡɨɧɟ ɧɟɮɬɟɝɚɡɨɤɨɧɞɟɧɫɚɬɧɨɝɨ ɩɥɚɫɬɚ /

ȼ.Ⱥ. ɇɢɤɨɥɚɟɜ, Ɉ.ȼ. Ȼɭɡɢɧɨɜɚ, ȼ.ɂ. Ʌɚɩɲɢɧ ɢ ɞɪ. // Ɋɚɡɪɚɛɨɬɤɚ ɦɟ-

ɫɬ

ɨɪɨɠɞɟɧɢɣ ɭɝɥɟɜɨɞɨɪɨɞɨɜ: ɫɛ. ɧɚɭɱ. ɬɪ. – Ɇ.: ȼɇɂɂȽȺɁ, 2008. –

476 ɫ.

5. ȿɪɦɚɤɨɜ ȼ.ɂ. Ƚɟɨɥɨɝɢɱɟɫɤɢɟ ɦɨɞɟɥɢ ɡɚɥɟɠɟɣ ɧɟɮɬɟɝɚɡɨɤɨɧ-

ɞɟɧɫɚɬɧɵɯ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɣ Ɍɸɦɟɧɫɤɨɝɨ ɋɟɜɟɪɚ / ȼ.ɂ. ȿɪɦɚɤɨɜ,

Ⱥ.ɇ. Ʉɢɪ ɫɚɧɨɜ, ɇ.ɇ. Ʉɢɪɫɚɧɨɜ ɢ ɞɪ.; ɩɨɞ ɪɟɞ. ȼ.ɂ. ȿɪɦɚɤɨɜɚ,

Ⱥ.ɇ. Ʉɢɪ ɫɚɧɨɜɚ. – Ɇ.: ɇɟɞɪɚ, 1995. – 464 ɫ.; ɢɥ.

6. ȼɚɫɢɥɶɟɜ ȼ.Ƚ. Ƚɚɡɨɜɵɟ ɢ ɝɚɡɨɤɨɧɞɟɧɫɚɬɧɵɟ ɦɟ

ɫɬɨɪɨɠɞɟ-

ɧɢɹ / ȼ.Ƚ. ȼɚɫɢɥɶɟɜ, ȼ.ɂ. ȿɪɦɚɤɨɜ, ɂ.ɉ. ɀɚɛɪɟɟɜ ɢ ɞɪ.; ɩɨɞ ɪɟɞ.

ɂ.ɉ. ɀɚɛ ɪɟɜɚ. – Ɇ.: ɇɟɞɪɚ, 1983. – 375 ɫ.

7. ɒɢɲɢɝɢɧ ɋ.ɂ. ɉɪɨɧɢɰɚɟɦɨɫɬɶ ɩɟɫɱɚɧɨ-ɚɥɟɜɪɢɬɨɜɵɯ ɤɨɥ-

ɥɟɤɬɨɪɨɜ ɧɟɨɤɨɦɚ ɢ ɸɪɵ ɰɟɧɬɪɚɥɶɧɵɯ ɪɚɣɨɧɨɜ Ɂɚɩɚɞɧɨ-ɋɢɛɢɪɫɤɨɣ

ɩɥɢɬɵ ɩɪɢ ɞɜɭɯɮɚɡɧɨɣ ɮɢɥɶɬɪɚɰɢɢ // ɂɧɬɟɧɫɢɮɢɤɚɰɢɹ ɝɟɨɥɨɝɨ-

ɪɚɡɜɟɞɨɱɧɵɯ ɪɚɛɨɬ ɢ ɞɨɛɵɱɢ ɧɟɮɬɢ ɜ Ɂɚɩɚɞɧɨɣ ɋɢɛɢɪɢ. – Ɍ

ɸɦɟɧɶ:

ɁɚɩɋɢɛɇɂȽɇɂ, 1984. – 96 ɫ.

ОБОСНОВАНИЕ МОДЕЛИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК

НА ОСНОВЕ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО ЭКСПЕРИМЕНТА

Б.В. Браташ, Е.В. Шеберстов

Ɋɚɫɱɟɬ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɱɟɫɤɢɯ ɩɨɤɚɡɚɬɟɥɟɣ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɧɟɮɬɹɧɨɝɨ ɢɥɢ

ɝɚɡɨɜɨɝɨ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɹ ɜɵɩɨɥɧɹɟɬɫɹ ɜ ɧɚɫɬɨɹɳɟɟ ɜɪɟɦɹ ɫ ɩɨɦɨ-

ɳɶɸ ɤɨɦɩɶɸɬɟɪɧɵɯ ɝɟɨɥɨɝɨ-ɮɢɥɶɬɪɚɰɢɨɧɧɵɯ ɦɨɞɟɥɟɣ. ɋɨɡɞɚɧɢɟ ɢ

ɧɚɩɨɥɧɟɧɢɟ ɩɨɥɧɨɦɚɫɲɬɚɛɧɨɣ ɦɨɞɟɥɢ ɞɥɹ ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɱɟɫɤɨɝɨ ɩɪɨɟɤ-

ɬɢɪɨɜɚɧɢɹ ɡɚɧɢɦɚɟɬ ɡɧɚɱɢɬɟɥɶɧɨɟ ɜɪɟɦɹ. ȼ ɧɟɦ ɭɱɚɫɬɜɭɸɬ ɩɪɟɞɫɬɚ-

ɜɢɬɟɥɢ ɧɟɫɤɨɥɶɤɢɯ ɞɢɫɰɢɩɥɢɧ. Ⱦɥɹ ɤɚɠɞɨɝɨ ɬɢɩɚ ɦɟɫɬɨɪɨɠɞɟɧɢɣ ɢ

ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɣ ɞɨɛɵɱɢ ɫɭɳɟɫɬɜɭɸɬ ɫɩɟɰɢɮɢɱɟɫɤɢɟ ɩɪɨɛɥɟɦɵ, ɞɥɹ ɪɟ-

ɲɟɧɢɹ ɤɨɬɨɪɵɯ ɧɟɨɛɯɨɞɢɦɵ ɩɪɟɞɜɚɪɢɬɟɥɶɧɵɟ ɮɢɡɢɱɟɫɤɢɟ ɢ ɜɵɱɢɫ-

ɥɢɬɟɥɶɧɵɟ ɷɤɫɩɟɪɢɦɟɧɬɵ. Ɇɨɞɟɥɶ ɨɬɪɚɠɚɟɬ ɩɨɜɟɞɟɧɢɟ ɟɞɢɧɨɣ ɝɢ-

ɞɪɨɞɢɧɚɦɢɱɟɫɤɨɣ ɫɢɫɬɟɦɵ, ɜɫɟ ɷɥɟɦɟɧɬɵ ɤɨɬɨɪɨɣ ɜɡɚɢɦɨɫɜɹɡɚɧɵ.

Ɍɟɦ ɧɟ ɦɟɧɟɟ ɯɚɪɚɤɬɟɪ ɫɜɹɡɟɣ ɬɚɤɨɜ, ɱɬɨ ɩɪɨɛɥɟɦɵ ɦɨɞɟɥɢɪɨɜɚɧɢɹ

ɨɬɞɟɥɶɧɵɯ ɷɥɟɦɟɧɬɨɜ ɱɚɫɬɨ ɦɨɠɧɨ ɪɟɲɚɬɶ ɧɟɡɚɜɢɫɢɦɨ ɨɬ ɦɨɞɟɥɢ

ɜɫɟɝɨ ɨɛɴɟɤɬɚ. ȼ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɟ ɬɚɤɨɣ ɞɟɤɨɦɩɨɡɢɰɢɢ ɜɨɡɧɢɤɚɟɬ ɧɚɛɨɪ ɡɚ-

ɞɚɱ, ɢ ɫɨɤɪɚɳɟɧɢɹ ɫɪɨɤɨɜ ɫɨɡɞɚɧɢɹ ɩɨɥɧɨɦɚɫɲɬɚɛɧɨɣ ɦɨɞɟɥɢ ɦɨɠ-

ɧɨ ɞɨɛɢɬɶɫɹ, ɩɪɢɦɟɧɹɹ ɩɪɢɧɰɢɩɵ ɡɚɩɚɪɚɥɥɟɥɢɜɚɧɢɹ ɪɚɛɨɬ

. Ɉɛɳɚɹ

ɞɥɹ ɜɫɟɯ ɤɨɧɟɱɧɨ-ɪɚɡɧɨɫɬɧɵɯ ɦɨɞɟɥɟɣ ɡɚɞɚɱɚ ɫɨɫɬɨɢɬ ɜ ɨɛɨɫɧɨɜɚ-

ɧɢɢ ɮɨɪɦɵ ɢ ɪɚɡɦɟɪɨɜ ɹɱɟɟɤ ɫɟɬɤɢ ɫ ɭɱɟɬɨɦ ɜɟɥɢɱɢɧɵ ɝɪɚɞɢɟɧɬɨɜ

ɞɚɜɥɟɧɢɣ, ɧɚɫɵɳɟɧɧɨɫɬɟɣ ɢ ɩɪɨɱɢɯ ɪɚɫɫɱɢɬɵɜɚɟɦɵɯ ɩɨɥɟɣ.

ȼ ɧɚɫɬɨɹɳɟɣ ɪɚɛɨɬɟ ɪɚɫɫɦɚɬɪɢɜɚɟɬɫɹ ɜɨɩɪɨɫ ɨɛ ɨɛɨɫɧɨɜɚɧɢɢ

ɱɢɫɥɟɧɧɨɣ ɦɨɞɟɥɢ ɞɥɹ ɩɪɨɟɤɬɢɪɨɜɚɧɢɹ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɫɥɨɠɧɨɝɨ ɨɛɴ-

ɟɤɬɚ – ɬɨɧɤɨɣ ɧɟɮɬɹɧɨɣ ɨɬɨɪɨɱɤɢ ɫ ɝɚɡɨɧɟɮɬɹɧɵɦ ɢ ɜɨɞɨɧɟɮɬɹɧɵɦ

ɤɨɧɬɚɤɬɚɦɢ. ȼ ɤɚɱɟɫɬɜɟ ɪɚɫɱɟɬɧɨɝɨ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬɚ ɢɫɩɨɥɶɡɭɟɬɫɹ ɤɨɦ-

ɦɟɪɱɟɫɤɚɹ ɩɪɨɝɪɚɦɦɚ ECLIPSE-300, ɨɩɰɢɹ ɦɧɨɝɨɮɚɡɧɨɣ ɦɧɨɝɨ-

Saleri N.G. Reservoir Performance Forecasting Accelerating by Parallel Planning. – JPT, July, 1993,

652–657.

СБОРНИК НАУЧНЫХ СТАТЕЙ

ɤɨɦɩɨɧɟɧɬɧɨɣ ɮɢɥɶɬɪɚɰɢɢ ɜ ɫɪɟɞɟ ɫ ɨɞɢɧɚɪɧɨɣ (ɧɟ ɞɜɨɣɧɨɣ) ɩɨ-

ɪɢɫɬɨɫɬɶɸ.

Ɋɚɡɪɚɛɨɬɤɚ ɧɟɮɬɹɧɵɯ ɨɬɨɪɨɱɟɤ, ɫɨɞɟɪɠɚɳɢɯ ɡɧɚɱɢɬɟɥɶɧɵɟ ɡɚ-

ɩɚɫɵ ɧɟɮɬɢ, ɫɨɫɬɚɜɥɹɟɬ ɫɟɪɶɟɡɧɭɸ ɩɪɨɛɥɟɦɭ, ɞɥɹ ɪɟɲɟɧɢɹ ɤɨɬɨ-

ɪɨɣ ɩɪɟɞɥɨɠɟɧ ɪɹɞ ɫɩɨɫɨɛɨɜ ɜɨɡɞɟɣɫɬɜɢɹ ɧɚ ɩɥɚɫɬ. Ʉ ɬɨɱɧɨɫɬɢ ɝɢ-

ɞɪɨɞɢɧɚɦɢɱɟɫɤɢɯ ɦɨɞɟɥɟɣ, ɢɫɩɨɥɶɡɭɟɦɵɯ ɞɥɹ ɫɨɩɨɫɬɚɜɥɟɧɢɹ ɚɥɶ-

ɬɟɪɧɚɬɢɜɧɵɯ ɜɚɪɢɚɧɬɨɜ, ɩɪɟɞɴɹɜɥɹɸɬɫɹ ɩɨɜɵɲɟɧɧɵɟ ɬɪɟɛɨɜɚɧɢɹ.

Ɉɫɧɨɜɧɨɟ ɨɫɥɨɠɧɟɧɢɟ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɫɜɹɡɚɧɨ ɫ ɤɨɧɭɫɨɨɛɪɚɡɨɜɚ-

ɧɢɟɦ. Ɍ

ɟɨɪɟɬɢɱɟɫɤɢɟ ɨɰɟɧɤɢ ɩɨɤɚɡɵɜɚɸɬ, ɱɬɨ ɥɚɬɟɪɚɥɶɧɵɟ ɪɚɡɦɟ-

ɪɵ ɤɨɧɭɫɚ ɦɚɥɵ ɢ ɤɨɧɭɫɨɨɛɪɚɡɨɜɚɧɢɟ ɨɬɧɨɫɢɬɫɹ ɤ ɱɢɫɥɭ ɥɨɤɚɥɶɧɵɯ

ɫɤɜɚɠɢɧɧɵɯ ɷɮɮɟɤɬɨɜ, ɞɥɹ ɭɱɟɬɚ ɤɨɬɨɪɵɯ ɧɟɨɛɯɨɞɢɦɨ ɨɛɨɫɧɨɜɵɜɚɬɶ

ɪɚɡɦɟɪɵ ɹɱɟɟɤ, ɫɨɞɟɪɠɚɳɢɯ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɢɥɢ ɫɨɡɞɚɜɚɬɶ ɫɩɟɰɢɚɥɶɧɭɸ

ɨɩɰɢɸ. ȼ ɫɥɭɱɚɟ ɤɨɦɦɟɪɱɟɫɤɨɣ ɩɪɨɝɪɚɦɦɵ ɜɨɡɦɨɠɟɧ ɬɨɥɶɤɨ ɩɟɪ-

ɜɵɣ ɩɭɬɶ. Ɍɟɨɪɟɬɢɱɟɫɤɢ, ɩɪɢ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɢ ɪɚɡɦɟɪɨɜ ɹɱɟɟɤ ɤɨɧɟɱɧɨ-

ɪɚɡɧɨɫɬɧɨɟ ɪɟɲɟɧɢɟ ɞɨɥɠɧɨ ɫɯɨɞɢɬɶɫɹ ɤ ɬɨɱɧɨɦɭ ɪɟɲɟɧɢɸ. Ɉɞɧɚɤɨ

ɨɰɟɧɤɢ ɫɯɨɞɢɦɨɫɬɢ ɭɞɚɟɬɫɹ ɩɨɥɭɱɢɬɶ ɤɪɚɣɧɟ ɪɟɞɤɨ ɢ ɝɥɚɜɧɵɦ ɨɛɪɚ-

ɡɨɦ ɞɥɹ ɥɢɧɟɣɧɵɯ ɡɚɞɚɱ. ȼ ɨɫɬɚɥɶɧɵɯ ɫɥɭɱɚɹɯ ɪɚɡɦɟɪ ɹɱɟɣɤɢ ɭɫɬɚ-

ɧɚɜɥɢɜɚɸɬ ɢɫɯɨɞɹ ɢɡ ɫɪɚɜɧɟɧɢɹ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɨɜ ɪɚɫɱɟɬɨɜ, ɜɵɩɨɥɧɟɧɧɵɯ

ɧɚ ɫɟɪɢɢ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɧɵɯ ɫɟɬɨɤ, ɢ ɷɦɩɢɪɢɱɟɫɤɢ ɭɫɬɚɧɚɜɥɢɜɚɸɬ ɪɚɡɦɟ-

ɪɵ, ɩɪɢ ɤɨɬɨɪɵɯ ɞɚɥɶɧɟɣɲɟɟ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɟ ɫɟɬɤɢ ɧɟ ɫɨɩɪɨɜɨɠɞɚɟɬɫɹ

ɡɚɦɟɬɧɵɦ ɢɡɦɟɧɟɧɢɟɦ ɡɧɚɱɟɧɢɣ ɰɟɥɟɜɵɯ ɩɨɤɚɡɚɬɟɥɟɣ.

ɉɪɢɜɨɞɢɦɵɟ ɧɢɠɟ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɵ ɩɨɥɭɱɟɧɵ ɞɥɹ ɯɚɪɚɤɬɟɪɧɵɯ

ɭɫɥɨɜɢɣ ɢ ɦɨɝɭɬ ɛɵɬɶ ɢɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɵ ɧɚ ɦɧɨɝɢɯ ɨɛɴɟɤɬɚɯ. Ɇɨɞɟɥɢ-

ɪɨɜɚɥɫɹ ɭɱɚɫɬɨɤ ɪɚɡɦɟɪɚɦɢ ~13 × 4,5 ɤɦ, ɬɨɥɳɢɧɚ ɨɬɨɪɨɱɤɢ –

19–27 ɦ, ɫɪɟɞɧɹɹ ɩɪɨɧɢɰɚɟɦɨɫɬɶ – ɨɤɨɥɨ 420 ɦȾ, ɫɪɟɞɧɹɹ ɩɨɪɢ-

ɫɬɨɫɬɶ – 15,6 %. ɂɫɯɨɞɧɚɹ ɫɟɬɤɚ ɫɨɫɬɨɢɬ ɢɡ 53 × 22 × 9 ɛɥɨɤɨɜ ɪɚɡɦɟ-

ɪɨɦ 250 × 250 × 3 ɦ. ȼ ɦɟɫɬɚɯ, ɝɞɟ ɫɭɦɦɚɪɧɚɹ ɬɨɥɳɢɧɚ ɩɥɚɫɬɚ ɦɟɧɶ-

ɲɟ 27 ɦ, ɧɢɠɧɢɟ ɫɥɨɢ ɜɵɤɥɢɧɢɜɚɸɬɫɹ ɢ ɬɨɥɳɢɧɚ ɛɥɨɤɨɜ ɧɢɠɧɢɯ

ɫɥɨɟɜ ɭɦɟɧɶɲɚɟɬɫɹ. ȼ ɜɵɱɢɫɥɢɬɟɥɶɧɵɯ ɷɤɫɩɟɪɢɦɟɧɬɚɯ ɢɡɦɟɥɶɱɚ-

ɥɢɫɶ ɬɨɥɶɤɨ ɛɥɨɤɢ ɫɨ ɫɤɜɚɠɢɧɚɦɢ. ɗɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɨɧɧɵɟ ɪɟɠɢɦɵ ɡɚ-

ɞɚɜɚɥɢɫɶ ɭɤɚɡɚɧɢɟɦ ɢɧɬɟɪɜɚɥɚ ɢɡɦɟɧɟɧɢɹ ɞɟɛɢɬɚ ɩɨ ɧɟɮɬɢ, ɦɢɧɢ-

ɦɚɥɶɧɨɝɨ ɡɚɛɨɣɧɨɝɨ ɞɚɜɥɟɧɢɹ (50 ɛɚɪ), ɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɨɣ ɞɟɩɪɟɫɫɢɢ.

ɉɪɢ ɧɚɪɭɲɟɧɢɢ ɨɝɪɚɧɢɱɟɧɢɣ ɩɨ ɨɛɜɨɞɧɟɧɧɨɫɬɢ (WCUT  95 %) ɢ

ɝɚɡɨɜɨɦɭ ɮɚɤɬɨɪɭ (GOR  15000 ɦ

/ɦ

) ɫɨɨɬɜɟɬɫɬɜɭɸɳɢɣ ɢɧɬɟɪɜɚɥ

ɩɟɪɮɨɪɚɰɢɢ ɨɬɤɥɸɱɚɟɬɫɹ.

Ⱦɥɹ ɨɩɪɟɞɟɥɟɧɢɹ ɪɚɡɦɟɪɨɜ ɫɟɬɨɱɧɵɯ ɛɥɨɤɨɜ ɩɪɨɜɟɞɟɧɚ ɫɟɪɢɹ

ɜɵɱɢɫɥɢɬɟɥɶɧɵɯ ɷɤɫɩɟɪɢɦɟɧɬɨɜ ɫ ɜɟɪɬɢɤɚɥɶɧɵɦɢ ɢ ɝɨɪɢɡɨɧɬɚɥɶ-

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ɧɵɦɢ ɫɤɜɚɠɢɧɚɦɢ. Ⱦɥɹ ɫɥɭɱɚɹ ɜɟɪɬɢɤɚɥɶɧɵɯ ɫɤɜɚɠɢɧ (ɢɧɬɟɪɜɚɥ

ɞɟɛɢɬɨɜ – 1–35 ɦ

/ɫɭɬ) ɜɵɩɨɥɧɟɧɨ ɬɪɢ ɫɟɪɢɢ ɪɚɫɱɟɬɨɜ. ȼ ɩɟɪɜɨɣ

ɫɟɪɢɢ ɪɚɫɫɦɚɬɪɢɜɚɥɫɹ ɜɟɫɶ ɨɛɴɟɤɬ (60 ɫɤɜ.). ɂɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɚ ɩɪɹɦɨ-

ɭɝɨɥɶɧɚɹ ɫɟɬɤɚ (ɪɢɫ.1). ɋɤɜɚɠɢɧɵ ɜɜɨɞɹɬɫɹ ɜ ɬɟɱɟɧɢɟ 9 ɥɟɬ.

Рис. 1. Общая схема расположения вертикальных скважин на участке тонкой

нефтяной оторочки

ɇɟɤɨɬɨɪɵɟ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɵ ɞɥɹ ɪɚɜɧɨɦɟɪɧɨɝɨ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɹ ɛɥɨɤɚ ɫɨ

ɫɤɜɚɠɢɧɨɣ ɩɪɢɜɟɞɟɧɵ ɜ ɬɚɛɥ. 1, ɫɨɝɥɚɫɧɨ ɤɨɬɨɪɨɣ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɟ ɥɚ-

ɬɟɪɚɥɶɧɵɯ ɪɚɡɦɟɪɨɜ ɛɥɨɤɨɜ ɫɨ ɫɤɜɚɠɢɧɨɣ ɩɪɢɜɨɞɢɬ ɤ ɡɧɚɱɢɬɟɥɶɧɨ-

ɦɭ ɫɧɢɠɟɧɢɸ ɪɚɫɱɟɬɧɨɣ ɧɚɤɨɩɥɟɧɧɨɣ ɞɨɛɵɱɢ ɧɟɮɬɢ. Ⱥɧɚɥɢɡ ɤɨɦ-

ɩɶɸɬɟɪɧɵɯ ɪɚɫɱɟɬɨɜ ɩɨɤɚɡɵɜɚɟɬ, ɱɬɨ ɩɪɢ ɭɦɟɧɶɲɟɧɢɢ ɪɚɡɦɟɪɨɜ

ɹɱɟɣɤɢ ɭɫɤɨɪɹɟɬɫɹ ɨɛɪɚɡɨɜɚɧɢɟ ɤɨɧɭɫɨɜ ɢ ɩɪɨɪɵɜ ɜ ɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢ-

ɨɧɧɭɸ ɫɤɜɚɠɢɧɭ ɜɨɞɵ ɢ ɝɚɡɚ. Ɍɚɤ, ɩɪɢ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɢ ɪɚɡɦɟɪɨɜ ɹɱɟɣ-

ɤɢ ɞɨ 50 × 50 × 3 ɦ ɧɚɤɨɩɥɟɧɧɚɹ ɞɨɛɵɱɚ ɧɟɮɬɢ ɩɚɞɚɟɬ ɛɨɥɟɟ ɱɟɦ ɜ 3

ɪɚɡɚ. Ⱦɨɩɨɥɧɢɬɟɥɶɧɨɟ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɟ ɛɥɨɤɨɜ ɫɨ ɫɤɜɚɠɢɧɨɣ ɩɨ ɜɟɪɬɢ-

ɤɚɥɢ ɭɜɟɥɢɱɢɜɚɟɬ ɧɚɤɨɩɥɟɧɧɭɸ ɡɚ 11 ɥɟɬ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɞɨɛɵɱɭ ɧɟɮ-

ɬɢ ɧɚ 11 %, ɱɬɨ ɫɜɹɡɚɧɨ ɫ ɨɫɨɛɟɧɧɨɫɬɶɸ ɩɪɢɧɹɬɨɝɨ ɚɥɝɨɪɢɬɦɚ ɨɬ-

ɤɥɸɱɟɧɢɹ ɢɧɬɟɪɜɚɥɨɜ.

Вода

Зона «нефть – вода»

Зона «газ – нефть – вода»

Зона «газ – нефть»

Газ

СБОРНИК НАУЧНЫХ СТАТЕЙ

Таблица 1

Влияние измельчения сетки модели на результаты моделирования разработки

участка месторождения вертикальными скважинами

Размеры

блока со

скважиной, м

Накопленная добыча на дату

4015 сут (11 лет) 10220 сут (28 лет) 25185 сут (69 лет)

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

газа, млн м

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

газа, млн м

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

газа, млн м

250 u 250 u 3 1800 37 927 3977 303 5990 4965 852 7887

83 u 83 u 1 725 179 2146 1543 759 4889 2396 1831 6997

83 u 83 u 3 653 128 1398 1458 576 3995 2349 1492 6617

50 u 50 u 3 454 152 1256 1213 656 3804 – – –

ȼɬɨɪɚɹ ɫɟɪɢɹ ɨɬɱɟɬɨɜ ɩɪɨɜɟɞɟɧɚ ɞɥɹ ɨɞɧɨɣ ɫɤɜɚɠɢɧɵ, ɡɨɧɚ

ɞɪɟɧɢɪɨɜɚɧɢɹ ɤɨɬɨɪɨɣ ɩɪɟɞɫɬɚɜɥɟɧɚ ɭɱɚɫɬɤɨɦ 3 × 3 × 9 ɛɥɨɤɨɜ ɢɫ-

ɯɨɞɧɨɣ ɫɟɬɤɢ ɪɚɡɦɟɪɨɦ 250 × 250 × 3 ɦ ɤɚɠɞɵɣ. Ɋɟɠɢɦɵ ɪɚɛɨ-

ɬɵ ɡɚɞɚɜɚɥɢɫɶ ɬɚɤ ɠɟ, ɤɚɤ ɜ ɪɚɫɱɟɬɚɯ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɜɫɟɝɨ ɨɛɴɟɤɬɚ.

Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵ ɩɪɢɜɟɞɟɧɵ ɜ ɬɚɛɥ. 2.

Таблица 2

Влияние декартового локального измельчения блока сетки модели на результаты

моделирования работы вертикальной скважины

блок со скважиной Т

, сут Т

, сут Q

, м

, млн м

nx ny nz

5 5 9 228,1 2340,3 4541 19,3

25 25 9 24,2 54 290,1 2,6

31 31 9 18,02 37,6 205,4 1,5

41 41 9 14,2 25,9 153,1 1,23

51 51 9 11,9 24,8 144,7 1,24

61 61 9 9,4 27,6 157,5 1,42

81 81 9 9,5 27,5 158,8 1,46

101 101 9 9,7 25,2 152,8 1,37

Примечание. Т

– время работы до отключения верхнего интервала перфорации; Т

– вре-

мя работы до отключения скважины; Q

– накопленная добыча нефти на момент отклю-

чения скважины; G

– накопленная добыча газа на момент отключения скважины; nx, ny,

nz – параметры измельчения исходного блока со скважиной.

ɋɤɜɚɠɢɧɚ ɪɚɫɩɨɥɨɠɟɧɚ ɜ ɝɚɡɨɧɟɮɬɹɧɨɣ ɡɨɧɟ, ɜɨɞɚ ɜ ɧɟɟ ɧɟ ɩɨ-

ɫɬɭɩɚɟɬ, ɚ ɪɚɫɱɟɬɧɵɣ ɦɨɦɟɧɬ ɩɪɨɪɵɜɚ ɝɚɡɚ ɫɢɥɶɧɨ ɡɚɜɢɫɢɬ ɨɬ ɪɚɡ-

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ɦɟɪɨɜ ɛɥɨɤɨɜ ɫɟɬɤɢ. ɉɪɢɧɢɦɚɹ ɜɨ ɜɧɢɦɚɧɢɟ ɩɨɤɚɡɚɬɟɥɢ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ

(ɧɚɤɨɩɥɟɧɧɚɹ ɞɨɛɵɱɚ), ɩɪɢɜɟɞɟɧɧɵɟ ɜ ɬɚɛɥ. 2, ɦɨɠɧɨ ɫɱɢɬɚɬɶ ɩɪɢ-

ɟɦɥɟɦɵɦ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɟ ɛɥɨɤɨɜ ɫɨ ɫɤɜɚɠɢɧɨɣ ɩɨ ɫɯɟɦɟ 41 × 41 × 9 ɫ

ɪɚɡɦɟɪɚɦɢ ɫɬɨɪɨɧ 6,1 × 6,1 × 3 ɦ.

Ⱦɥɹ ɩɨɞɬɜɟɪɠɞɟɧɢɹ ɜɵɜɨɞɨɜ ɨ ɩɪɟɞɟɥɟ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɹ ɫɟɬɤɢ ɛɵɥɚ

ɜɵɩɨɥɧɟɧɚ ɬɪɟɬɶɹ ɫɟɪɢɹ ɪɚɫɱɟɬɨɜ. Ɋɚɫɫɦɚɬɪɢɜɚɥɚɫɶ ɬɚ ɠɟ ɡɚɞɚɱɚ, ɱɬɨ

ɢ ɜɨ ɜɬɨɪɨɣ ɫɟɪɢɢ, ɧɨ ɜ ɛɥɨɤɟ ɫɨ ɫɤɜ

ɚɠɢɧɨɣ ɛɵɥɚ ɜɜɟɞɟɧɚ ɰɢɥɢɧ-

ɞɪɢɱɟɫɤɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ ɤɨɨɪɞɢɧɚɬ. ȼɚɪɢɚɧɬɵ ɨɬɥɢɱɚɸɬɫɹ ɪɚɞɢɭɫɨɦ ɧɚɢ-

ɦɟɧɶɲɟɝɨ ɛɥɨɤɚ, ɪɚɞɢɭɫ ɤɚɠɞɨɝɨ ɫɥɟɞɭɸɳɟɝɨ ɛɥɨɤɚ ɪɚɜɟɧ ɩɪɟɞɵɞɭ-

ɳɟɦɭ, ɭɦɧɨɠɟɧɧɨɦɭ ɧɚ 2,2. Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵ ɩɪɢɜɟɞɟɧɵ ɜ ɬɚɛɥ. 3.

Таблица 3

Влияние радиального локального измельчения блока сетки модели на результаты

моделирования работы вертикальной скважины

, м X–Y, м T

, сут/лет Причина остановки Q

aс

, м

, млн м

27,9 50 u 50 1476 / 4 Q

< 1м

/сут 6202,3 65,35

5,6 10 u 10 1823 / 5 Q

< 1м

/сут 2544,5 28,5

4,5 8 u 8 40,3 / К

> 15000 188,9 1,9

3,4 6 u 6 35,4 / К

> 15000 169,9 1,6

1,4 2,5 u 2,5 30,7 / К

> 15000 155,7 1,4

1,0 1,8 u 1,8 26,2 / К

> 15000 148,6 1,3

0,3 0,5 u 0,5 29,9 / К

> 15000 154,2 1,4

Примечание. R

– радиус блока со скважиной; X–Y – размеры эквивалентного блока кар-

тезианской сетки; Т

– время работы скважины; Q

– дебит нефти; К

– газовый фактор;

aс

– накопленная добыча нефти за время работы; G

– накопленная добыча газа за вре-

мя работы.

ɋɨɝɥɚɫɧɨ ɬɚɛɥ. 3 ɩɪɟɞɟɥɨɦ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɹ ɫɟɬɤɢ ɹɜɥɹɟɬɫɹ ɪɚɡɦɟɪ

2,5 × 2,5 × 3 ɦ. ȼ ɰɟɥɨɦ ɪɚɫɱɟɬɵ ɧɚ ɰɢɥɢɧɞɪɢɱɟɫɤɨɣ ɫɟɬɤɟ ɩɨɞ-

ɬɜɟɪɠɞɚɸɬ ɜɵɜɨɞɵ, ɩɨɥɭɱɟɧɧɵɟ ɧɚ ɩɪɹɦɨɭɝɨɥɶɧɨɣ ɫɟɬɤɟ, ɨ ɜɨɡ-

ɦɨɠɧɨɫɬɢ ɢɫɩɨɥɶɡɨɜɚɧɢɹ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɹ ɞɨ ɪɚɡɦɟɪɨɜ 6,1 × 6,1 × 3 ɦ.

ɉɟɪɜɚɹ ɫɟɪɢɹ ɪɚɫɱɟɬɨɜ ɞɥɹ ɝɨɪɢɡɨɧɬɚɥɶɧɵɯ ɫɤɜɚɠɢɧ ɜɵɩɨɥ-

ɧɟɧɚ ɧɚ ɩɪɹɦɨɭɝɨɥɶɧɨɣ ɫɟɬɤɟ (ɪɢɫ. 2).

Ɏɨɧɞ ɢɡ 44 ɫɤɜɚɠɢɧ ɜɜɨɞɢɬɫɹ ɜ ɬɟɱɟɧɢɟ 8 ɥɟɬ. ɂɧɬɟɪɜɚɥ ɞɨ-

ɩɭɫɬɢɦɵɯ ɞɟɛɢɬɨɜ ɧɟɮɬɢ – 1–50 ɦ

/ɫɭɬ, ɦɚɤɫɢɦɚɥɶɧɚɹ ɞɟɩɪɟɫ-

ɫɢɹ – 7 ɛɚɪ. Ɋɚɫɱɟɬɵ ɩɪɨɜɨɞɢɥɢɫɶ ɧɚ ɫɟɬɤɚɯ, ɩɨɥɭɱɟɧɧɵɯ ɢɡ ɢɫɯɨ-

ɞɧɨɣ ɫɟɬɤɢ, ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɟɦ ɛɥɨɤɨɜ, ɜ ɤɨɬɨɪɵɯ ɪɚɫɩɨɥɨɠɟɧɵ ɫɤɜɚɠɢ-

ɧɵ. Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵ ɪɚɫɱɟɬɚ ɞɥɹ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɫ ɝɨɪɢɡɨɧɬɚɥɶɧɵɦ ɭɱɚɫɬɤɨɦ

250 ɦ ɩɪɢɜɟɞɟɧɵ ɜ ɬɚɛɥ. 4.

СБОРНИК НАУЧНЫХ СТАТЕЙ

Таблица 4

Влияние измельчения сетки модели на результаты моделирования разработки

участка месторождения горизонтальными скважинами

Размеры бло-

ка со скважи-

ной, м

Накопленная добыча на дату

4015 сут (11 лет) 10220 сут (28 лет) 10220 сут (28 лет)

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

газа, млн м

воды, тыс. м

газа, млн м

250 u 250 u 3 2703 288 3508 1687 7595 7595 3946 3067 9207

83 u 83 u 3 1361 615 1935 2296 7101 7101 – – –

50 u 50 u 3 1131 728 1666 2454 6774 6774 1999 4223 8813

50 u 50 u 1 1103 628 1622 2149 6250 6250 – – –

Рис. 2. Общая схема расположения горизонтальных скважин на участке тонкой

нефтяной оторочки

Вода

Газ

Зона «нефть – вода»

Зона «газ – нефть – вода»

Зона «газ – нефть»

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ȼ ɰɟɥɨɦ ɩɨɜɟɞɟɧɢɟ ɝɨɪɢɡɨɧɬɚɥɶɧɵɯ ɫɤɜɚɠɢɧ ɩɪɢ ɢɡɦɟɥɶɱɟ-

ɧɢɢ ɛɥɨɤɨɜ ɫɨ ɫɤɜɚɠɢɧɨɣ ɚɧɚɥɨɝɢɱɧɨ ɩɨɜɟɞɟɧɢɸ ɜɟɪɬɢɤɚɥɶɧɵɯ.

Ʌɚɬɟɪɚɥɶɧɨɟ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɟ ɩɪɢɜɨɞɢɬ ɤ ɛɨɥɟɟ ɪɚɧɧɟɦɭ ɩɪɨɪɵɜɭ ɜɨɞɵ

ɢ ɝɚɡɚ ɢ, ɤɚɤ ɫɥɟɞɫɬɜɢɟ, ɤ ɪɟɡɤɨɦɭ ɭɦɟɧɶɲɟɧɢɸ ɧɚɤɨɩɥɟɧɧɨɣ ɞɨ-

ɛɵɱɢ ɧɟɮɬɢ. Ⱦɨɩɨɥɧɢɬɟɥɶɧɨɟ ɢɡɦɟɥɶɱɟɧɢɟ ɪɚɡɦɟɪɚ ɛɥɨɤɚ ɩɨ ɜɟɪ-

ɬɢɤɚɥɢ ɜ ɬɪɢ ɪɚɡɚ ɩɪɚɤɬɢɱɟɫɤɢ ɧɟ ɜɥɢɹɟɬ ɧɚ ɧɚɤɨɩɥɟɧɧɭɸ ɞɨɛɵɱɭ.

Ɉɬɥɢɱɢɟ ɨɬ ɜɟ

ɪɬɢɤɚɥɶɧɵɯ ɫɤɜɚɠɢɧ ɩɪɨɹɜɥɹɟɬɫɹ ɜ ɞɢɧɚɦɢɤɟ ɞɨɛɵ-

ɱɢ ɜɨɞɵ ɢ ɝɚɡɚ, ɤɪɨɦɟ ɬɨɝɨ, ɞɥɹ ɜɫɟɯ ɩɪɨɝɨɧɨɜ ɫ ɝɨɪɢɡɨɧɬɚɥɶɧɵɦɢ

ɫɤɜɚɠɢɧɚɦɢ ɯɚɪɚɤɬɟɪɧɨ ɛɵɫɬɪɨɟ ɨɬɤɥɸɱɟɧɢɟ ɫɤɜɚɠɢɧ – ɭɠɟ ɱɟɪɟɡ

5000 ɫɭɬɨɤ ɨɫɬɚɟɬɫɹ ɜ ɪɚɛɨɬɟ ɱɭɬɶ ɛɨɥɶɲɟ ɬɪɟɬɢ ɮɨɧɞɚ.

ɉɨɞɪɨɛɧɵɣ ɚɧɚɥɢɡ ɪɚɛɨɬɵ ɨɬɞɟɥɶɧɵɯ ɫɤɜɚɠɢɧ ɩɨɤɚɡɚɥ, ɱɬɨ ɧɚ

ɬɟɯɧɨɥɨɝɢɱɟɫɤɢɟ ɩɨɤɚɡɚɬɟɥɢ ɢɯ ɪɚɛɨɬɵ ɫɢɥɶɧɨɟ ɜɥɢɹɧɢɟ ɨɤɚɡɵɜɚɟɬ

ɪɚɫɩɨɥɨɠɟɧɢɟ ɫɤɜɚɠɢɧ ɨɬɧɨɫɢɬɟɥɶɧɨ ɤɨɧɬɚɤɬɨɜ, ɚ ɫɤɜɚɠɢɧɵ, ɪɚɫ-

ɩɨɥɨɠɟɧɧɵɟ ɜ ɨɞɧɨɣ ɡɨɧɟ, ɜɟɞɭɬ ɫɟɛɹ ɩɨɯɨɠɢɦ ɨɛɪɚɡɨɦ. ɉɨɷɬɨɦɭ

ɞɥɹ ɝɨɪɢɡɨɧɬɚɥɶɧɵɯ ɫɤɜɚɠɢɧ ɜɬɨɪɚɹ ɫɟɪɢɹ ɪɚɫɱɟɬɨɜ ɩɪɨɜɨɞɢɥɚɫɶ

ɨɬɞɟɥɶɧɨ ɞɥɹ ɤɚɠɞɨɣ ɢɡ ɬɪɟɯ ɡɨɧ.

ȼɵɛɨɪ ɭɱɚɫɬɤɚ, ɞɪɟɧɢɪɭɟɦɨɝɨ ɫɤɜɚɠɢɧɨɣ, ɩɪɨɢɡɜɨɞɢɥɫɹ ɢɫ-

ɯɨɞɹ ɢɡ ɪɟɡɭɥɶɬɚɬɨɜ ɦɨɞɟɥɢɪɨɜɚɧɢɹ ɪɚɡɪɚɛɨɬɤɢ ɜɫɟɝɨ ɨɛɴɟɤɬɚ.

Ɋɟɡɭɥɶɬɚɬɵ ɩɪɢɜɟɞɟɧɵ ɜ ɬɚɛɥ. 5–7.

Таблица 5

Влияние измельчения сетки моделирования на работу скважины, расположенной в

нефтеводяной зоне

Измельчение

блока со сква-

жиной, м

Т, сут/лет Причина

остановки

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

газа, млн м

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

газа, млн м

250 u 250 u 3* 100 124 5,8 23269/63,7 Q

< 1 м

/сут 179 695 30,2

50 u 50 u 3** 78,2 206 17 16757/45,9 Q

< 1 м

/сут 151 717 67,8

8,1 u 8,1 u 3** 85,4 398 25 15530/42,5 Q

< 1 м

/сут 128 753 67,7

6,1 u 6,1 u 3** 88,2 442 27 14850/40,7 Q

< 1 м

/сут 126 755 67,7

Примечание. Т – время работы скважины; Q

– накопленная добыча за 4015 сут (11 лет)

работы; Q

aс

– накопленная добыча за время работы; Q

– дебит нефти; К

– газовый фак-

тор; * модель всего объекта; ** модель участка из 7 u 7 u 9 блоков исходной сетки,

*** модель участка из 3 u 3 u 9 блоков исходной сетки.

100

СБОРНИК НАУЧНЫХ СТАТЕЙ

Таблица 6

Влияние измельчения сетки моделирования на работу скважины, расположенной

в газонефтеводяной зоне

Измель чение

блока со сква-

жиной, м

Т, сут/лет Причина

остановки

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

газа, млн м

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

газа, млн м

250 u 250 u 3* 70,1 5,3 43 3374/9,2 Q

< 1 м

70,1 5,3 43

скважина

отключилась

50 u 50 u 3** 28 20,5 49 23725/65 – 63 223 124,7

8,1 u 8,1 u 3** 21,3 50,9 89 22525/61,7 Q

< 1м

60 306 154,8

6,1 u 6,1 u 3** 21,7 58,6 91 22340/61,2 Q

< 1м

60,3 314 155,8

4,1 u 4,1 u 3** 22,6 71,2 93 20010/54,8 Q

< 1м

58,7 317 155,8

Примечание. Т – время работы скважины; Q

– накопленная добыча за 4015 сут (11 лет)

работы; Q

aс

– накопленная добыча за время работы; Q

– дебит нефти; К

– газовый фак-

тор; * модель всего объекта; ** модель участка из 7 u 7 u 9 блоков исходной сетки,

*** модель участка из 3 u 3 u 9 блоков исходной сетки.

Таблица 7

Влияние измельчения сетки моделирования на работу скважины, расположенной

в газонефтяной зоне

Измельчение

блока со скважи-

ной, м

Т, сут/лет Причина

остановки

нефти, тыс. м

воды, тыс. м

газа, млн м

250 u 250 u 3* 1437/3,9 К

> 15000 44,8 0 80,1

50 u 50 u 3*** 472/1,3 К

> 15000 8,8 0 22,4

8,1 u 8,1 u 3*** 370,2/1,01 К

> 15000 4,3 0 26,9

6,1 u 6,1 u 3*** 372,5/1,02 К

> 15000 3,7 0 20,4

4,1 u 4,1 u 3*** 451,7/1,24 К

> 15000 3,5 0 20,2

Примечание. Т – время работы скважины; Q

– накопленная добыча за 4015 сут (11 лет)

работы; Q

aс

– накопленная добыча за время работы; Q

– дебит нефти; К

– газовый фак-

тор; * модель всего объекта; ** модель участка из 7 u 7 u 9 блоков исходной сетки,

*** модель участка из 3 u 3 u 9 блоков исходной сетки.