georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2025.4.22geores-618Research ArticleСТАТЬИRESEARCH ARTICLESВлияние характерного расстояния между скважинами на эффективность выработки запасов в условиях трещиновато-пористого коллектораInfluence of Characteristic Distance Between Wells on the Efficiency of Reserves Production in a Fractured ReservoirЛегостаевД. Ю.LegostaevD. Yu.

Дмитрий Юрьевич Легостаев – младший научный сотрудник, Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. с. А. Христиановича Cо рАН

625026, Тюмень, ул. Таймырская, д. 74 

Dmitry Yu. Legostaev – Junior Researcher, Tyumen Branch of the Khristianovich Institute of Theoretical and Applied Mechanics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences

74 Taimyrskaya St., Tyumen, 625026

legostaevdy@yandex.ruРодионовС. П.RodionovS. P.

Сергей Павлович Родионов – доктор физ.-мат. наук, главный научный сотрудник, Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича CО РАН

625026, Тюмень, ул. Таймырская, д. 74 

Sergey P. Rodionov – Dr. Sci. (Physics and Mathematics), Chief Researcher, Tyumen Branch of the Khristianovich Institute of Theoretical and Applied Mechanics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences

74 Taimyrskaya St., Tyumen, 625026

rodionovsp@bk.ruПичугинО. Н.PichuginO. N.

Олег Николаевич Пичугин – кандидат физ.-мат. наук, Заместитель директора ПИНШ – руководитель департамента нефтегазового инжиниринга

423462, Альметьевск, ул. советская, д. 186а 

Oleg N. Pichugin – Cand. Sci. (Physics and Mathematics), Deputy Director of PINSH – Head of the Department of Oil and Gas Engineering

186a Sovetskaya St., Almetyevsk, 423462

o.pichugin@agni-rt.ruИльинА. С.IlyinA. S.

Антон Сергеевич Ильин – инженер-исследователь, Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. с. А. Христиановича CО РАН

625026, Тюмень, ул. Таймырская, д. 74 

Anton S. Ilyin – Research Engineer, Tyumen Branch of the Khristianovich Institute of Theoretical and Applied Mechanics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences

74 Taimyrskaya St., Tyumen, 625026

antonilyin7@gmail.comТюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С. А. Христиановича CО РАН; Альметьевский государственный технологический университет «Высшая школа нефти»РоссияTyumen Branch of the Khristianovich Institute of Theoretical and Applied Mechanics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences; Almetyevsk State Technological University – Higher School of PetroleumRussian FederationАльметьевский государственный технологический университет «Высшая школа нефти»РоссияAlmetyevsk State Technological University – Higher School of PetroleumRussian Federation202530122025274246253Copyright © Легостаев Д.Ю., Родионов С.П., Пичугин О.Н., Ильин А.С., 20252025Легостаев Д.Ю., Родионов С.П., Пичугин О.Н., Ильин А.С.Legostaev D.Y., Rodionov S.P., Pichugin O.N., Ilyin A.S.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/618

Коллекторы трещиновато-пористого типа имеют широкое распространение и содержат значительную долю запасов углеводородов. При этом трещиноватость горных пород оказывает значительное влияние на процессы разработки нефтяных месторождений. В частности, заводнение трещиноватых коллекторов может приводить к быстрым прорывам воды к добывающим скважинам. В связи с этим представляется важным исследование влияния характерного расстояния между скважинами (плотность сетки скважин) на эффективность выработки запасов в условиях трещиноватого коллектора.

В работе рассмотрена двумерная двухфазная фильтрация несжимаемых жидкостей в трещиновато-пористом коллекторе. Исследование проведено на примере трех вариантов систем трещин с одинаковой плотностью, характеризуемых при этом разной степенью связности. Данные варианты системы трещин получены путем случайной генерации: каждая трещина в системе имела случайную длину, положение и ориентацию. распределение трещин по длинам подчинялось степенному закону. Моделирование фильтрации в трещиновато-пористой среде проведено с помощью модели дискретных трещин. Исследовано влияние характерного расстояния между скважинами на эффективность выработки запасов.

Исследование зависимости эквивалентной проницаемости и коэффициента извлечения нефти от характерного расстояния между скважинами показало, что в условиях трещиноватого коллектора размещение добывающих и нагнетательных скважин на малом расстоянии друг от друга в зависимости от структуры системы трещин может быть либо неэффективным, либо связано с повышенным риском.

Fractured reservoirs are widespread and contain a significant share of hydrocarbon reserves. At the same time, the fracturing of rocks has a significant impact on the processes of oil field development. In particular, the use of flooding of fractured reservoirs can lead to rapid water breakthroughs to production wells. In this regard, it is important to study the characteristic distance between wells (well grid density) on the efficiency of reserve development in a fractured reservoir. The paper considers two-dimensional two-phase fluid flow of incompressible fluids in a fractured-porous reservoir. The study was carried out using the example of three variants of fracture systems with the same density, characterized by different degrees of connectivity. These fracture systems were obtained by random generation, with each fracture having a random position and orientation. The distribution of fracture length follows a power law. Simulation of fluid flow in a fractured-porous medium was carried out using a discrete fracture model. The influence of the characteristic distance between wells on the efficiency of reserve development was studied.

The study of equivalent permeability and oil recovery factor on the characteristic distance between wells showed that in a fractured reservoir, the placement of production and injection wells at small distances from each other, depending on the structure of the fracture system, can be either ineffective or associated with an increased risk.

трещиновато-пористый коллектормодель дискретных трещинкоэффициент извлечения нефтиэквивалентная проницаемостьзаводнениеfractured-porous reservoirdiscrete fracture modeloil recovery factorequivalent permeabilitywaterfloodingВычислительные эксперименты проведены в рамках государственного задания (№ госрегистрации 124021500017-5). Постановка задачи и анализ результатов выполнены при финансовой поддержке АГТу ВШН.The numerical simulations were carried out within the state assignment of the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation (project No. 124021500017-5). The problem statement and analysis of the results were carried out with the financial support of ASTU HPSReferencesБаренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. (1960). Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. Прикладная математика и механика, 24(5), с. 852–864.Bakhtizin R.N., Nurgaliev R.Z., Fattakhov I.G., Semanov A.S., Semanova A.I. (2023). Designing horizontal wells in carbonate reservoirs using geological and hydrodynamic modeling tools. SOCAR Proceedings, Special Issue, pp. 46–51. https://doi.org/10.5510/ogp2023si100829Блонский А.В., Митрушкин Д.А., Савенков Е.Б. (2017). Моделирование течений в дискретной системе трещин: физико-математическая модель. Препринты ИПМ им. М.В.Келдыша, 65, 28 с. https://doi.org/10.20948/prepr-2017-65Barenblatt G.I., Zheltov Yu.P., Kochina I.N. (1960). On the basic concepts of the theory of filtration of homogeneous liquids in fractured rocks. Applied Mathematics and Mechanics, 24(5), pp. 852–864. (In Russ.)Владимиров И.В., Надыров А.И. (2016). Влияние расстояния между стволами горизонтальных скважин на коэффициент извлечения нефти. Sciences of Europe, 7–2(7), с. 18–23.Blonskiy A.V., Mitrushkin D.A., Savenkov E.B. (2017). Modeling of flows in a discrete system of fracture: a physical and mathematical model. Preprints of the Keldysh Institute of Applied Mathematics, 65, 28 p. (In Russ.) https://doi.org/10.20948/prepr-2017-65Желтов Ю.П. (1986). Разработка нефтяных месторождении. М: Недра, 333 с.Bonnet E., Bour O., Odling N.E., Davy P., Main I., Cowie P., Berkowitz B. (2001). Scaling of fracture systems in geological media. Reviews of Geophysics, 39, pp. 347–383. https://doi.org/10.1029/1999RG000074Жуков В.С., Моторыгин В.В. (2022). Распространение трещинных коллекторов на Чаяндинском месторождении (Восточная Сибирь). Георесурсы, 24(3), c. 84–89. https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.7Bour O., Davy P. (1997). Connectivity of random fault networks following a power law fault length distribution. Water resources research, 33(7), pp. 1567–1583. https://doi.org/10.1029/96WR00433Захаров В.С. (2008). Характеристики самоподобия сейсмичности и сетей активных разломов Евразии. Электронное научное издание «ГЕОразрез», 1(1), с 1–20.Geuzaine C., Remacle J.-F. (2009). Gmsh: A 3-D finite element mesh generator with built-in pre- and post-processing facilities. International Journal for Numerical Methods in Engineering, 79(11), pp. 1309–1331. https://doi.org/10.1002/nme.2579Закиров С.Н. (2002). Анализ проблемы «плотность сетки скважиннефтеотдача». М: Издательский Дом «Грааль», 314 с.Gutierrez M., Youn D. (2015). Effects of fracture distribution and length scale on the equivalent continuum elastic compliance of fractured rock masses. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering, 7(6), pp. 626–637. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2015.07.006Каневская Р. Д. (2002). Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 140 с.Kanevskaya R. D. (2002). Mathematical modeling of hydrodynamic processes of hydrocarbon deposit development. Moscow-Izhevsk: Institute of Computer Research, 140 p. (In Russ.)Легостаев Д. Ю., Родионов С. П. (2021). Численное исследование двухфазной фильтрации в трещиновато-пористой среде на основе моделей пороупругости и дискретных трещин. Прикладная механика и техническая физика, 62(3), с. 126–136. https://doi.org/10.15372/PMTF20210312Karimi-Fard M., Durlofsky L.J., Aziz.K. (2004). An Efficient DiscreteFracture Model Applicable for General-Purpose Reservoir Simulators. SPE Journal (SPE 88812), pp. 227–236. https://doi.org/10.2118/88812-PAЛегостаев Д. Ю., Родионов С. П. (2023). Численное исследование влияния структуры системы трещин на фильтрацию жидкости в пороупругой среде. Известия РАН. Механика жидкости и газа, 4, с. 93–107. https://doi.org/10.31857/S1024708422600543Kharrat R., Ott H. (2023). A Comprehensive Review of Fracture Characterization and Its Impact on Oil Production in Naturally Fractured Reservoirs. Energies, 16(8), 3437. https://doi.org/10.3390/en16083437Лушпеев В.А., Соколов А.Н., Гальцева О.А., Салимгареева Э.М. (2023). Методические основы для обоснования трудноизвлекаемых запасов карбонатного коллектора. Актуальные проблемы нефти и газа, 2(41), с. 201–215. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art14Legostaev D.Yu., Rodionov S.P. (2021). Numerical study of two-phase filtration in a fractured porous medium based on poroelasticity and discrete fractures models. Applied Mechanics and Technical Physics, 62(3), pp. 126–136. (In Russ.) https://doi.org/10.15372/PMTF20210312Пергамент А. Х., Томин П. Ю. (2011). Об исследовании функций относительных фазовых проницаемостей для анизотропных сред. Матем. моделирование, 23(5), с. 3–15.Legostaev D.Yu., Rodionov S.P. (2023). Numerical study of the influence of the structure of the crack system on fluid filtration in a poroelastic medium. Izvestiya ran. Mechanics of Liquids and Gases, 4, pp. 93–107. (In Russ.) https://doi.org/10.31857/S1024708422600543Пичугин О. Н., Родионов С. П., Соляной П. Н., Гаврись А. С., Косяков В. П., Кошеверов Г. Г. (2015). Принципы оптимизации систем заводнения месторождений, осложненных малоамплитудными тектоническими нарушениями. Российская нефтегазовая техническая конференции SPE, SPE-176697-MS. https://doi.org/10.2118/176697-MSLegostaev D.Yu., Rodionov S.P. (2024). Numerical Investigation of the Structure of Fracture Network Impact on Interwell Conductivity. Lobachevskii Journal of Mathematics, 45(5), pp. 2076–2084. https://doi.org/10.1134/ S1995080224602261Щекин А.И., Васильев В.А., Николайченко А.С., Коломийцев А.В. (2021). Промысловая классификация трещиноватых коллекторов кристаллического фундамента. Георесурсы, 23(3), c. 90–98. https://doi.org/10.18599/grs.2021.3.12Lei Q., Wang X. (2016). Tectonic interpretation of the connectivity of a multiscale fracture system in limestone. Geophysical Research Letters, 43, pp. 1551–1558. https://doi.org//10.1002/2015GL067277Bakhtizin R. N., Nurgaliev R. Z., Fattakhov I. G., Semanov A. S., Semanova A. I. (2023). Designing horizontal wells in carbonate reservoirs using geological and hydrodynamic modeling tools. SOCAR Proceedings, Special Issue, pp. 46–51. https://doi.org/10.5510/ogp2023si100829Liu R., Li B., Jiang Y., Huang N. (2016). Review: Mathematical expressions for estimating equivalent permeability of rock fracture networks. Hydrogeology Journal, 24(7), pp.1623–1649. https://doi.org/10.1007/s10040-016-1441–8Bonnet E., Bour O., Odling N.E., Davy P., Main I., Cowie P., Berkowitz B. (2001). Scaling of fracture systems in geological media. Reviews of Geophysics, 39, pp. 347–383. https://doi.org/10.1029/1999RG000074Lushpeev V.A., Sokolov A.N., Galtseva O.A., Salimgareeva E.M. (2023). Methodological framework for tight reserve provement for a carbonate reservoir. Actual Problems of Oil and Gas, 2(41), pp. 201–215. (In Russ.) https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2023-41.art14Bour O., Davy P. (1997) Connectivity of random fault networks following a power law fault length distribution. Water resources research, 33(7), pp. 1567–1583. https://doi.org/10.1029/96WR00433Nelson R.A. (2001). Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. 2nd ed. Gulf Professional Publishing, 352 p. https://doi.org/10.1016/B978-088415317-7/50004-XGeuzaine C., Remacle J.-F. (2009). Gmsh: A 3-D finite element mesh generator with built-in pre- and post-processing facilities. International Journal for Numerical Methods in Engineering, 79(11), pp. 1309–1331. https://doi.org/10.1002/nme.2579Pergament A.Kh., Tomin P.Yu. (2011). On study of relative phase permeabilities for anisotropic media. Matem. modeling, 23(5), pp. 3–15. (In Russ.)Gutierrez M., Youn D. (2015). Effects of fracture distribution and length scale on the equivalent continuum elastic compliance of fractured rock masses. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering, 7(6), pp. 626–637. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2015.07.006Pichugin O. N., Rodionov S.P., Solyanoy P.N., Gavris A.S., Kosyakov V.P., Kosheverov G.G. (2015). Waterflood optimization principles for fields with low-amplitude tectonic faults. SPE Russian Petroleum Technical Conference, SPE-176697-MS. (In Russ.) https://doi.org/10.2118/176697-MSKarimi-Fard M., Durlofsky L.J., Aziz.K. (2004). An Efficient Discrete-Fracture Model Applicable for General-Purpose Reservoir Simulators. SPE Journal (SPE 88812), pp. 227–236. https://doi.org/10.2118/88812-PAShchekin A.I., Vasiliev V.A., Nikolaychenko A.S., Kolomiytsev A.V. (2021). Field classification of fractured reservoirs of crystalline basement. Georesursy = Georesources, 23(3), pp. 90–98. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2021.3.12Kharrat R., Ott H. (2023). A Comprehensive Review of Fracture Characterization and Its Impact on Oil Production in Naturally Fractured Reservoirs. Energies, 16(8), 3437. https://doi.org/10.3390/en16083437Vladimirov I.V., Nadyrov A.I. (2016). Influence of the distance between gorizontal wells trunks on oil recovery coefficient. Sciences of Europe, 7–2(7), pp. 18–23. (In Russ.)Legostaev D. Yu., Rodionov S. P. (2024). Numerical Investigation of the Structure of Fracture Network Impact on Interwell Conductivity. Lobachevskii Journal of Mathematics, 45(5), pp. 2076–2084. https://doi.org/10.1134/S1995080224602261Warren J.E., Root P.J. (1963). The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs. Society of Petroleum Engineers Journal, 3(03), pp. 245–255. https://doi.org/10.2118/426-PALei Q., Wang X. (2016). Tectonic interpretation of the connectivity of a multiscale fracture system in limestone. Geophysical Research Letters, 43, pp. 1551–1558. https://doi.org//10.1002/2015GL067277Zakharov V.S. (2008). Characteristics of self-similarity of seismicity and active fault networks in Eurasia. Electronic scientific publication “GEOrazrez”, 1(1), pp. 1–20. (In Russ.)Liu R., Li B., Jiang Y., Huang N. (2016). Review: Mathematical expressions for estimating equivalent permeability of rock fracture networks. Hydrogeology Journal, 24(7), pp. 1623–1649 https://doi.org/10.1007/s10040-016-1441-8Zakirov S.N. (2002). Analysis of the problem “well grid density - oil recovery”. Moscow: Graal, 314 p. (In Russ.)Nelson R.A. (2001). Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. 2nd ed. Gulf Professional Publishing, 352 p. https://doi.org/10.1016/B978-088415317-7/50004-XZheltov Yu.P. (1986). Development of oil fields. Moscow: Nedra, 333 p. (In Russ.)Warren J.E., Root P.J. (1963). The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs. Society of Petroleum Engineers Journal, 3(03), pp. 245–255. https://doi.org/10.2118/426-PAZhukov V.S., Motorygin V.V. (2022). Distribution of fractured reservoirs in the Chayanda field (Eastern Siberia). Georesursy = Georesources, 24(3), pp 84–89. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.7

The authors declare that there are no conflicts of interest present.