DETERMINING THE OPTIMAL LOCATION OF A MULTILATERAL FISHBONE WELL, TAKING INTO ACCOUNT THE PECULIARITIES OF THE SREDNEBOTUOBINSKOYE OIL AND GAS CONDENSATE FIELD USING HYDRODYNAMIC MODELING

Abstract

Основная цель использования цифрового гидродинамического моделирования — предсказание состояния нефтяного или газового пласта и определение путей увеличения конечной нефтеотдачи. Моделируемая физическая система описывается соответствующими математическими уравнениями. Математические модели составляют на основе нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных с соответствующими начальными и граничными условиями. Уравнения, описывающие математическую модель пласта, почти всегда настолько сложны, что их невозможно решить аналитическими методами. В работе представлены основные фундаментальные дифференциальные уравнения, применяемые при моделировании углеводородных пластов. С помощью гидродинамического симулятора Tempest More (компания Roxar) были проведены расчеты по определению оптимального расположения многозабойной скважины fishbone на примере сложного с геологической точки зрения Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (СБНГКМ), расположенного на территории Республики Саха (Якутия). На сегодняшний день в Российской Федерации скважина, обладающая наибольшей разветвленностью, пробурена на СБНГКМ. Основным объектом разработки месторождения является ботуобинский горизонт, в котором около 3/4 геологических запасов пласта сосредоточено в тонкой нефтяной оторочке со средней толщиной нефтенасыщенного слоя в 10 м с обширной газовой шапкой. Разработка СБНГКМ ведется горизонтальными и многозабойными скважинами, названными «рыбий скелет» и «березовый лист» ввиду своих конструктивных особенностей. Благодаря использованию подобных скважин удается понизить депрессию на пласт, предотвращая тем самым прорывы газа в скважины в условиях тонкой нефтяной оторочки. В работе проведены расчеты технологических параметров разработки СБНГКМ при разном расположении многозабойной горизонтальной скважины по нефтенасыщенной толщине, сделаны выводы об оптимальной проводке скважины, определена необходимость индивидуального подхода при проводке скважины с учетом изменения толщины нефтенасыщенного слоя и газовой шапки по месторождению, а также наличия зон с высоковязкой нефтью.