Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6
ТЕМА
«Определение влияния геологических и технологических факторов на
производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного
месторождения Кравцовское Д-6»
1.
Общие сведения о месторождении
Кравцовское месторождение (Д-6) расположено в
акватории Балтийского моря в пределах Куршского участка шельфа России (рисунок
1.1). Расстояние до ближайшего берега составляет 23 км, до города Зеленоградска
- 44 км (рис 1.1).
Открыто в 1983 году поисковой скважиной Д6-1. Скважина
была пробурена до глубины 2393.0 м, вскрыла породы от кристаллического
фундамента до четвертичных и установила промышленную нефтеносность в
среднекембрийских отложениях.
Глубина моря на данном участке изменяется от 24.5 м до
37.5 м. Поверхность дна моря погружается в северном направлении. В южной части
глубина достигает в среднем 28 м, в центральной части 30 м, на севере 34 м.
Климат в районе месторождения морской. Зима
характеризуется небольшими колебаниями температуры воздуха, большой влажностью
и облачностью с частыми осадками в виде мокрого снега и дождя. Температура
изменяется от 0 до минус 10 С. Весна затяжная неустойчивая с частыми ночными
заморозками. Лето прохладное. Температура воздуха изменяется от +10 до +30°С.
Осень холодная, сырая, ветреная. Среднегодовая температура воздуха составляет
+7.6°С. Преобладающее направление ветров западное и северо-западное. При
сильных штормах высота волн 3 - 5 м, в единичных случаях -9 м.
Обрамляющая суша имеет высокоразвитые промышленную и
транспортную инфраструктуры. Все города и многочисленные населенные пункты
связаны между собой сетью железных, шоссейных и грунтовых дорог.
Рис. 1.1. Обзорная схема района работ
2. Геолого-физическая характеристика месторождения
.1 Геологическое строение месторождения и залежи
Геологическое строение Кравцовского месторождения и
подсчетные параметры нефтяной залежи дейменаского надгоризонта изучены на
основе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки, бурения и
опробования семи скважин (Д6-1, Д6-2, Д6-3, Д6-4, Д6-5, 8-Кр, 10-Кр), ГИС.
Стратиграфический разрез месторождения полностью
совпадает с разрезом прилегающей территории суши и включает фундамент
представленного архейской группой и осадочный комплекс палеозойской,
мезозойской и кайнозойской групп (рис 2.1). Общая толщина осадочного чехла на
месторождении до 2339.4 м (скважина Д6-2).
Архейские отложения (Аг) являются самыми древними
отложениями разреза Кравцовского месторождения и вскрыты бурением в скважинах
Д6-1 и Д6-2 на глубинах 2356 м и 2404 м, соответственно.
Палеозойская группа представлена отложениями кембрия,
ордовика, силура, девона и перми.
Кембрийские отложения включают нижний и средний
отделы. Нижнекембрийские отложения сложены песчаниками, алевролитами. Толщина
отдела 74-83 м. К среднекембрийским отложениям относится толща песчаников с
прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина отложений до 119 м. Нефтеносный
(дейменаский) надгоризонт приурочен к верхней части среднекембрийских
отложений. Толщина 69.9-74.4 м.
Отложения ордовикской системы разделены на нижний,
средний и верхний отделы. Ордовикские отложения (покрышка), перекрывающие
породы-коллектора дейменаского надгоризонта, представлены преимущественно
переслаиванием мергелей и глинистых известняков, реже аргиллитов (в верхней
части разреза). Мергели и известняки, слагающие ордовикскую покрышку, в
основной своей массе состоят из очень мелких зерен (менее 0.01 мм) кальцита и
глинистого тонко дисперсного вещества, в известняках отмечается примесь
карбонатного детрита. Толщина их достигает 71-76 м.
Рис. 2.1. Литолого-стратиграфический разрез
В целом ордовикские отложения, вместе с залегающей
выше мощной толщей аргиллитов силурийской системы, являются благоприятными
флюидоупорами и служат надежной покрышкой залежи в среднекембрийских
породах-коллекторах.
Силурийские отложения включают нижний и верхний
отделы. Нижний силур в основании представлен маломощными карбонатными
отложениями, но большую часть разреза слагают аргиллиты с прослойками мергелей.
Толщина 148-155 м. Верхний силур представлен аргиллитами и мергелями с
прослойками известняков. Толщина 744-849 м.
Девонские отложения, в составе которых выделены все
три отдела, представлены песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами,
известняками, доломитами. Толщина 483-592 м.
Пермские отложения, включающие только верхний отдел,
сложены ангидритами, доломитами, известняками, гипсами с эпизодическим
развитием каменной соли. Толщина 88-124 м.
Мезозойская группа представлена отложениями триаса,
юры и мела.
Отложения триаса включают только нижний отдел и
представлены пестроцветной толщей карбонатных глин с редкими прослоями
мелкозернистых кварцевых песчаников, алевролитов, известняков. Толщина
262-282.5 м.
Отложения юрской системы представлены верхним отделом
и сложены известняками с прослоями глин, песчаниками и мергелями. Толщина
74-104.5 м.
Меловые отложения сложены песчаниками, алевролитами,
прослоями глин и известняками. Толщина 73.7-96 м.
Кайнозойская группа представлена четвертичными
отложениями и сложена разнозернистыми песками, гравием, илами. Толщина 17.8-27
м.
Кравцовская структура расположена в пределах Куршского
тектонического блока, приуроченного к экваториальной части Балтийской
синеклизы. Здесь в отложениях ордовикско-кембрийской толщи выделяется ряд
валообразных поднятий. К центральной части (поднятие Д-6) одного из них -
Западно-Ниденскому валу - приурочено Кравцовское месторождение, являющееся
самым крупным по размерам и запасам среди открытых на море и обрамляющей суши.
Залежь нефти выявлена в дейменаском надгоризонте
среднего кембрия. В отложениях этого надгоризонта на прилегающей суше (Россия,
Литва) открыто свыше 20 месторождений нефти.
Современный структурный план поднятия Д6 в 1998 г.
уточнен сейсморазведочными работами МОГТ-ЗД. Согласно им, по кровле
продуктивного пласта Д6 представляет собой сложнопостроенную антиклинальную
складку, осложненную сводовыми поднятиями и системой дизъюнктивных нарушений.
Субмеридианальный сброс амплитудой до 30 м, проходящий
через центральную часть складки Д6 делит ее на два крупных блока: А (западный)
и Б (восточный).
В блоке А выявлено наиболее крупное на структуре Д6
брахиантиклинальное поднятие с осью ориентированной параллельно сбросу с
северо-запада на юго-восток.
В блоке Б прослеживается примыкающий к южной части
центрального сброса прогиб, имеющий форму грабена и разделяющий наиболее высоко
приподнятые части структуры в блоках А и Б. В западной части грабена амплитуда
сброса достигает 25 м, в восточной 20 м.
В платообразной части поднятия Д6 (блок Б)
диагональные и поперечные разрывные нарушения формируют его мелкоблоковое
строение с морфологически разными структурными элементами: прогнутую часть
(скважина Д6-5) и приподнятую часть в смежном микроблоке в виде приразломного
куполовидного поднятия (скважина Д6-3).
В блоке А пробурены скважины: Д6-1, Д6-2, Д6-4, 8-Кр,
10-Кр, в блоке Б скважины: Д6-3, Д6-5.
Положение водонефтяного контакта (ВНК) принято на
абсолютной отметке минус 2177 м по данным опробования скважин и интерпретации
материалов ГИС. Пять скважин (Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр) оказались в
контуре залежи, остальные две (Д6-2, Д6-5) в законтурной области. Все
внутриконтурные скважины, кроме скважины 8-Кр, вскрыли ВНК.
Залежь нефти массивная, приуроченная к ловушке
структурного типа, осложненной тектоническими нарушениями. Размеры залежи в
пределах ВНК: 9.2 х 4.6 км, этаж нефтеносности равен 41 м.
Абсолютная отметка глубины залегания пласта в своде
минус 2132.2 м. Коэффициент заполнения ловушки 0.89 достаточно высокий для
залежи данного региона.
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного
пласта нефтяной залежи дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р показана на
рис. 2.1.
Геологические разрезы скв. Д6-4, 8-Кр, Д6-1, 10-Кр,
Д6-2; скв.Д6-3, Д6-5, Д6-2 и скв.Д6-4, Д6-3 представлены на рис. 2.3; 2.4 и
2.5.
Глубины, отметки и толщины пластов и непроницаемых
пропластков по скважинам дейменаского надгоризонта приведены в таблице.2.1.
Выделение коллекторов осуществлялось по комплексу ГИС
фиксацией «прямых признаков» проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ)
в пласты, либо посредством количественного критерия АГК, установленного путем
статистической обработки массивов данных, полученных на основе «прямых
признаков».
Характеристики толщин дейменаского
надгоризонта приведены в таблице 2.2.
Горизонтальная скважина 8-Кр не вскрыла ВНК (вскрытая
толщина 16.4 м), статистическая характеристика толщин в таблице приведена без
учета данной скважины. Величина общей толщины изменяется в пределах 58.9-74.4
м, а нефтенасыщенной - от 15.8 до 39.8 м. Общая толщина в среднем по пласту
составила 67.4 м, эффективная нефтенасыщенная - 25.6 м. На графическом
приложении 5 представлена карта эффективных нефтенасыщенных толщин дейменаского
надгоризонта. Максимальная нефтенасыщенная толщина по залежи (до 40 м)
приходится на блок А (район скважин Д6-1 и 8-Кр). На восточном крыле (блок Б)
максимальная толщина достигает 20 м.
В таблице.2.3 приведены статистические показатели
характеристик неоднородности дейменаского надгоризонта. Коэффициент
песчанистости нефтяной зоны 0.92, законтурной зоны - 0.86. Коэффициент
расчлененности надгоризонта: в нефтяной зоне 3.6, в законтурной зоне - 4.5.
Рис. 2.2. Геологический разрез продуктивных отложений
дейменасского надгоризонта Кравцовского месторождения
Таблица 2.1. Глубины, отметки и толщины дейменаского
надгоризонта по скважинам Кравцовского м/р
Продолжение таблицы 2.1
Продолжение таблицы 2.1
Продолжение таблицы 2.1
Таблица 2.2. Характеристики толщин продуктивных
пластов дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р
Таблица 2.3. Статические показатели характеристик
неоднородности пластов-коллекторов дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р
Во вновь пробуренных скважинах 8-Кр и 10-Кр проведены
исследования гидродинамическими методами. Скважина 8-Кр опробовалась в
интервале открытого горизонтального ствола на отметке 2364.4 - 2575.0 (минус
2130.1 - 2145.8) м, получен безводный приток нефти, максимальное значение
дебита составило 580.8 м /сут, коэффициент продуктивности при этом составил
404.7м3/(сут*МПа). Скважина 10 опробовалась в интервале 2180.0 -
2201.5 (минус 2136.4 - 2157.9) м, получен приток нефти и воды с незначительным
газосодержанием. Значения дебитов жидкости от 103 до 234 м3/сут.
.2 Физико-гидродинамическая характеристика
продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышки
По нефтенасыщенной части разреза дейменаского
горизонта (скважины Д6-1, Д6-3, Д6-4, 10-Кр) с отбором керна всего пробурено
116.6 м, отобрано 103.2 м керна, при этом по скважине 10-Кр с отбором керна
пробурено 39.8 м, вынос керна в нефтенасыщенной части пласта по скважине
составил 95.5%.
Высокий процент выноса керна (88.5 %), его массовые
лабораторные исследования, а также данные, полученные при проведении
геофизических исследований и работ по испытанию пластов (ИПТ), позволили
получить представительную и достоверную информацию о фильтрационно-емкостных
свойствах пород, как отдельных пластов, так и всего продуктивного надгоризонта.
Из анализа керна следует, что основную часть
дейменаского надгоризонта составляют однородные и мономинеральные кварцевые
разнозернистые песчаники с прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов.
Песчаники имеют различную степень сортировки и
окатанности зерен. В кровле степень сортировки и окатанности зерен улучшается,
вниз по разрезу ухудшается. Подавляющее большинство зерен имеет полуокатанную
форму.
Содержание цемента в песчаниках дейменаского
надгоризонта до 5%. Песчаники, в основном, средне- и крепкосцементированные.
Слабосцементированные слои маломощны и редки.
Карбонатность разреза незначительна и, в целом, не
влияет на фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.
Тип коллектора дейменаского надгоризонта
преимущественно поровый. При этом по всем скважинам при визуальном описании
пород, как в керне, так и в шлифах фиксируется наличие трещин в песчанике. На
образцах, приуроченных к продуктивной части надгоризонта, трещины
горизонтальные и крутопадающие с нефтяной пропиткой.
Ордовикские отложения (покрышка), сложены плотными
породами и характеризуются крайне низкими значениями открытой пористости (2-4%)
и проницаемости (менее 1*10" мкм ).
Характеристика коллекторских свойств и
нефтенасыщенности продуктивного пласта представлена в таблице.2.4.
При изучении фильтрационно-емкостных свойств кернового
материала использована практически вся его выборка. К уже имеющему керновому
материалу дополнились данные по скважине 10-Кр, по горизонтальной скважине 8-Кр
керн не отбирался. Статистическая обработка показала, что диапазон изменения и
средние значения коэффициентов открытой пористости определенные по данным
лабораторных исследований керна не изменились (Кп=0.12). Это
свидетельствует как о представительности кернового материала, так и о
достоверности полученных значений коэффициентов пористости.
Данные замеров проницаемости образцов керна
свидетельствуют о широком диапазоне изменения этого параметра от 0.5 до
1026.9*10" мкм . Средние значения проницаемости, определенные параллельно
(0.127 мкм) и перпендикулярно (0.099 мкм2) напластованию показывают,
что в целом величина анизотропии по анализируемым образцам невелика.
В процент наиболее часто встречающихся случаев входят
образцы с проницаемостью от 0.01 до 0.05 мкм (36.5-47.6 %), затем - от 0.05 до
0.1 мкм (20.7-19.8 %) и от 0.1 до 0.2 мкм2 (17.8-11.1 %) (табл.2.5).
Таблица. 2.4. Характеристика коллекторских свойств и
нефтенасыщенности продуктивных пластов дейменаского надгоризонта Кравцовского
м/р
Таблица 2.5. Статистические ряды распределения
проницаемости продуктивных пластов
По данным ГИС пористость с учетом новых данных
меняется в пределах от 6 до 21 %, среднее значение осталось прежним - 13%.
Проницаемость, определенная по данным
гидродинамических исследований скважин, проведенным в процессе испытания
пластов варьирует от 0.061 до 0.890 мкм , составляя в среднем 0.252 мкм , в
т.ч. по нефтенасыщенной части залежи 0.372 мкм .
Значения остаточной водонасыщенности, определенные по
данным капилляриметрического метода изменяются в пределах от 3 до 45%, среднее
значение равно 10%.
Из таблицы.2.4 видно, что величины остаточной
водонасыщенности по данным ГИС сопоставимы с результатами определения этого
параметра по керну.
Коэффициент начальной нефтенасыщенности, рекомендуемый
для проектирования, принят по данным ГИС и составляет в среднем по
месторождению 0.86.
Физико-гидродинамические параметры, такие как
гидропроводность и пьезопроводность пласта, а также подвижность нефти
определены по результатам определения этого параметра по керну.
Коэффициент начальной нефтенасыщенности, рекомендуемый
для проектирования, принят по данным ГИС и составляет в среднем по
месторождению 0.86.
Физико-гидродинамические параметры, такие как
гидропроводность и пьезопроводность пласта, а также подвижность нефти
определены по результатам испытаний скважин Д6-1, Д6-3 и Д6-4 с учетом данных
лабораторных исследований глубинных проб пластовой нефти и ГИС.
Значения гидропроводности в нефтяной зоне пласта по
вертикальным скважинам варьируют от 0.26 до 2.9 мкм *м/(мПа*с), составляя в среднем
1.66 мкм *м/(мПа*с). Коэффициент гидропроводности в районе горизонтальной
скважины 8 составил 11.1 мкм2*м/(мПа*с). Пьезопроводность пласта в
нефтяной зоне изменяется в пределах 0.26-1.79 м/с, в среднем 0.84 м/с.
Подвижность нефти варьирует от 0.07 до 0.51 мкм /(мПа*с), в среднем 0.23 мкм
/(мПа*с). Наибольшие их величины отмечаются по скважине Д6-1. Коэффициенты
вариации этих параметров 0.58-0.69.
Оценка коэффициента вытеснения нефти пластовой водой
проводилась в лаборатории физики пласта ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» по
ОСТу 39-195-86 /3/. Эксперименты выполнены на моделях пласта, составленных из
семи образцов керна скважины 10-Кр, отобранных из продуктивных отложений
дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения. Коэффициент вытеснения составил
0.68, средняя проницаемость составного образца равна 160*10" мкм
(таблица.2.6).
2.3 Свойства и состав нефти, газа и воды
Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды из
дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения изучены по поверхностным и
глубинным пробам.
Физические свойства нефти Кравцовского месторождения
изучены по исследованиям глубинных и поверхностных проб, отобранных из скважин:
Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр, при различных условиях P-V-T и представлены в таблице.2.7.
Свойства нефти и воды продуктивного горизонта в
пластовых условиях изучены по пробам из новых скважин 8-Кр, 10-Кр и приведены в
таблице.2.8. Из таблицы видно, что пластовая нефть дейменаского надгоризонта
легкая (рн=790 кг/м3), маловязкая ([µн=1.72
мПа*с), объемный коэффициент 1.08. Газосодержание пластовой нефти равно 24.9 м
/т. Давление насыщения нефти газом составляет 2.93 МПа. Пластовое давление
превышает давление насыщения на 21.3 МПа. Нефть в пластовых условиях
значительно недонасыщена газом.
Составы газа стандартной сепарации, суммарного при
дифференциальном разгазировании, а также нефти пластовой и после её
разгазирования определены по результатам исследований проб из скважин 8-Кр и
10-Кр и приведены в таблице.2.9.
Таблица 2.6. Характеристики вытеснения нефти водой по
нефтяной зоне продуктивного пласта дейменаского надгоризонта.
Таблица. 2.7. Основные результаты изучения физических
свойств нефти Кравцовского месторождения по исследованиям глубинных и
поверхностных проб.
Таблица. 2.8. Свойства нефти и воды продуктивного
горизонта по пробам из скв. 8-Кр и 10-Кр
Таблица. 2.9. Компонентный состав нефтяного газа,
разгазированной и пластовой нефти Кравцовского м/р скв. по скв. 8-Кр и 10-Кр
Плотность разгазированной нефти по анализам из новых
скважин изменяется в пределах 818 - 826 кг/м3, плотность нефти в
стандартных условиях осталась без изменений и равна 0.826 г/см
Выделившийся при разгазировании газ метановый;
плотность 1.405 кг/м3. Сероводород в газе не обнаружен. В составе
газа содержится 8.3% азота, небольшая примесь углекислоты (0.7%) и инертных
газов.
Физико-химические свойства и фракционный состав
разгазированной нефти, рассчитаны с учетом поверхностных проб взятых из скважин
8-Кр и 10-Кр.
Средние значения представлены в таблице.2.10. Согласно
полученным данным основные физико-химические свойства нефти в стандартных
условиях по пробам, отобранных из разных скважин, близки между собой.
Разгазированная нефть дейменаского надгоризонта
легкая, начинает кипеть при 54°С, до 200°С выкипает 31% об., до 300°С - 51%
об., средней вязкости, малосернистая (0.19 %), среднепарафинистая (3.9 %),
малосмолистая (5.34 %). Динамическая вязкость нефти при 20°С 4.9 мПа*с.
Температура застывания минус 11.3°С
Для проведения полного химического анализа пластовой
воды использовано 17 проб. Установленное в пробах содержание ионов и примесей
представлено в таблице.2.11. По химическому составу пластовые воды дейменаского
надгоризонта Кравцовского месторождения хлоридные, кальциево-натриевые. Их
минерализация варьирует от 168 до 204.4 г/л и в среднем составляет 192.2 г/л.
Газосодержание воды в пластовых условиях составляет в
среднем 0.188 м /т, давление насыщения 3.55 МПа. Плотность воды в пластовых
условиях меняется от 1124 до ИЗО кг/м, средняя по пласту равна 1127 кг/м , в
поверхностных условиях - 1141 кг/м, вязкость 0.66 мПа*с. Начальное пластовое
давление равно гидростатическому.
Залежь подстилается подошвенной водой. Режим ее работы
прогнозируется как активный, естественный упруговодонапорный.
Таблица. 2.10. Физико-химические свойства и
фракчионный состав разгазированной нефти.
Таблица. 2.11. Содержание ионов и примесей в воде
2.4 Запасы нефти и газа
Запасы нефти продуктивного пласта нефтяной залежи
дейменаского надгоризонта по категориям d и Сг по западному и восточному блокам Кравцовского
месторождения утверждены ГКЗ (протокол ГКЗ РФ № 539-дсп от 17.11.1999г.) и
поставлены на Государственный баланс в 1999 году.
К категории С1 отнесены запасы в районе
скважин, давших промышленные притоки нефти при опробовании в колонне (скважины
Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр).
К категории С2 отнесены запасы
неразведанных, периферийных участков залежи, примыкающие к участкам с запасами
категории Ci.
Запасы категории С2 оказались на участках
залежи, где нефтенасыщенные толщины менее 7 м.
По площади залежь условно разделена на два подсчетных
участка: западный или блок А (скважины Д6-1, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр) и восточный или
блок Б (скважина Д6-3).
Утвержденные подсчетные параметры, запасы нефти и
растворенного газа обоснованы и рассчитаны раздельно для каждого блока и
участка с категориями запасов C1 и С2 и в целом по
месторождению (таблица.2.12).
Запасы нефти Кравцовского месторождения по категории C1 числящиеся на балансе Росгеолфонда, составляют:
геологические - 16473 тыс.т, извлекаемые - 7416 тыс.т; по категории С2:
балансовые - 5074 тыс.т, извлекаемые - 1636 тыс.т. По западному блоку
геологические запасы 15698 тыс.т, по восточному - 5849 тыс.т.
Утвержденные коэффициенты нефтеизвлечения по
категориям запасов C1 и С2 составляют
соответственно 0.450 и 0.322; в среднем по категориям С1+С2
- 0.420.
Таблица. 2.12. Сводная таблица подсчётных параметров и запасов нефти и
растворённого газа продуктивного пласта дейменаского надгоризонта Кравцовского
м/р
3. Геолого-промысловые и технологические особенности
разработки Кравцовского месторождения
.1 Краткий анализ результатов опробования и испытания
скважин
По состоянию на 01.11.2004 на Кравцовском
месторождении в дейменаском надгоризонте среднекембрийских отложений были
проведены исследования в вертикальных и горизонтальной скважинах следующих
интервалов:
в скважине Д6-1 - водонасыщенный интервал
2218.0-2229.0 (-2190.4-2201.4) м; нефтеводонасыщенный 2202.0-2213.0
(-2174.4-2185.4) м; нефтенасыщенные 2176.0-2198.0 (-2148.4-2170.4) м и
2202.0-2206.0 (-2174.4-2178.4) м;
в скважине Д6-2 - интервал водонасыщенный со следами
нефти 2212.4-2216.9 (-2184.7-2189.2) м;
в скважине Д6-3 - водонасыщенные интервалы
2222.0-2232.0 (-2193.8-2203.8) м и 2206.0-2208.0 (2177.8-2179.8) м;
нефтенасыщенный 2186.0-2200.0 (-2157.8-2171.8)
в скважине Д6-4 - водонасыщенный интервал
2218.0-2228.0 (-2190.3-2200.3) м; нефтенасыщенные 2203.5-2204.5
(-2175.8-2176.8) м и 2184.0-2198.0 (-2156.3-2170.3) м;
в скважине Д6-5 - водонасыщенный 2203.5-2207.0
(-2176.6-2180.1) м и 2237.0-2245.0 (-2210.1-2218.1) м;
в скважине 8-Кр - нефтенасыщенный 2364.4-2575.0
(-2127.9-2148.6) м;
в скважине 10-Кр - нефтенасыщенный 2180.0-2201.5 (-2144.2-2165.7)
м.
Анализ результатов исследований первых пяти скважин а
также последующие испытания двух новых скважин (скв. 8-Кр, 10-Кр) в 2004 г.
позволили дополнить уже имеющуюся информацию о коллекторских и фильтрационных
параметрах нефтенасыщенной части залежи. Результаты всех исследований
представлены в таблицах 3.1. и 3.2.
Исследование вертикальной скважины 10-Кр
осуществлялось в открытом стволе. При отработке скважины на дневную поверхность
выносилась вода, которая по составу является пластовой с содержанием остатков
раствора формиата натрия и морской воды (до 15-20 %).
Таблица 3.1. Основные результаты испытания объектов в
разведочных и эксплуатационных скважинах Кравцовского месторождения
|
№ скв.
|
Интервал перфорации, м
|
Эффект, толщина, м
|
Флюид
|
Коэфф. продуктивности, мЗ/сут/МПа
|
Скин-эффект
|
Гидропроводность, мкм2*м мПа*с
|
Проницаемость, мкм2
|
Рпл. замеренное, МПа
|
Глубина замера, м
|
Начальное Рпл. Приведенное к ВНК (-2177м), МПа
|
|
|
|
|
фактический
|
потенциальный без скин-эффекта
|
удельный на 1 метр
|
|
|
|
|
|
|
|
Д6-1
|
2218-2229
|
11
|
вода
|
141.7
|
>97.8
|
12.9
|
3.8
|
1.4
|
0.102
|
24.33
|
2183.0
|
24.26
|
|
2202-2206
|
4
|
нефть
|
55.0
|
102.0
|
13.7
|
102.0
|
2.0
|
0.890
|
24.22
|
2167.8
|
24.29
|
|
2202-2213
|
9
|
нефть+ вода
|
21.8
|
181.0
|
2.4
|
60.0
|
2.9
|
0.640
|
24.04
|
2167.0
|
24.11
|
|
2176-2198
|
22
|
нефть
|
28.5
|
170.0
|
1.3
|
40.0
|
2.76
|
0.200
|
24.03
|
2142.1
|
24.29
|
|
Д6-2
|
2212.4-2216.9 откр.ствол
|
4.5
|
вода+ следы нефти
|
33.6
|
45.9
|
7.5
|
2.6
|
0.83
|
0.148
|
24.21
|
2186.0
|
24.11
|
|
|
|
|
-
|
37.7
|
-
|
-
|
0.53
|
0.094
|
-
|
-
|
-
|
|
Д6-3
|
2222-2232
|
10
|
вода
|
26.5
|
106.0
|
2.6
|
14.2
|
0.77
|
0.061
|
24.45
|
2188.8
|
24.32
|
|
2206-2208
|
2
|
вода
|
15.0
|
24.5
|
7.5
|
6.0
|
0.28
|
0.111
|
24.08
|
2170.0
|
24.16
|
|
2186-2200
|
10.6
|
нефть+ вода 0,2%
|
14.7
|
84.0
|
1.4
|
35.4
|
1.1
|
0.150
|
24.08
|
2150.6
|
24.27
|
|
Д6-4
|
2218-2228
|
10
|
вода
|
20.4
|
121.0
|
7.10
|
7.1
|
0.74
|
0.060
|
24.25
|
2187.4
|
24.13
|
|
2203.5-2204.5
|
1
|
нефть
|
6.2
|
18.5
|
6.2
|
14.5
|
0.26
|
0.467
|
24.27
|
2174.6
|
24.25
|
|
2184-2198
|
10.4
|
нефть
|
18.3
|
67.3
|
1.8
|
23.0
|
0.96
|
0.138
|
23.9
|
2153.4
|
24.07
|
|
Д6-5
|
2203.5-2207
|
1.5
|
вода
|
14.2
|
57.0
|
9.5
|
22.2
|
0.8
|
0.340
|
24.32
|
2174.5
|
24.35
|
|
8-Кр
|
2364,4-2575,0 откр. ствол
|
201,0*
|
нефть
|
404.7
|
453.9
|
2
|
4.5
|
11.1
|
0.171741
|
20.17
|
1741.1
|
23,84**
|
|
10-Кр
|
2180,0-2201,5 откр. ствол
|
21.5
|
нефть, вода
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1771.0
|
-
|
|
18-Кр
|
2253,6-2660 откр. ствол
|
406*
|
нефть
|
351
|
|
|
|
|
|
|
1778,9
|
23,24
|
Примечание: * - эффективная длина горизонтального
участка ствола скважины; ** - текущее пластовое давление
Таблица 3.2 - Результаты исследования
скважин дейменаского надгоризонта
|
Наименование
|
Количество
|
Интервал изменения
|
Принятое среднее значение по пласту
|
|
скважин
|
измерений
|
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
3
|
6
|
24,07-24,29
|
24,21
|
|
Пластовая температура, °С
|
4
|
7
|
62,0-64,0
|
63,5
|
|
Дебит нефти, т/сут вертикальные скважины горизонтальная
скважина
|
3 1
|
21 7
|
23,8-132,8 102,8-473,9
|
107,4 297,2
|
|
Газовый фактор, м /т
|
5
|
9
|
17,4-27,1
|
23,4
|
|
Удельная продуктивность, м3/(м-сут-МПа)
|
4
|
7
|
1,4-13,7
|
4,1
|
|
Гидропроводность, мкм -м/(мПа-с)
|
4
|
7
|
0,26-11,1
|
3,0
|
|
Проницаемость, мкм
|
4
|
7
|
0,121-0,890
|
0,372
|
|
Пьезопроводность, 10" м/с
|
4
|
7
|
2600-17950
|
8400
|
|
Водонасыщенная часть залежи
|
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
5
|
6
|
24,11-24,35
|
24,22
|
|
Пластовая температура, °С
|
5
|
6
|
62,0-66,0
|
63,7
|
|
Дебит воды, м /сут
|
5
|
6
|
6,4-138,3
|
50,6
|
|
Удельный пластовый коэффициент продуктивности, м3/(м-сут-МПа)
|
5
|
6
|
2,0-12,9
|
7,0
|
|
Гидропроводность, мкм -м/(мПа-с)
|
5
|
6
|
0,28-1,40
|
0,8
|
|
Проницаемость, мкм
|
5
|
5
|
0,060-0,148
|
0,096
|
|
Пьезопроводность, 10~4 м2/с
|
5
|
5
|
5000-14600
|
6800
|
Примечание: значения давления
приведены к ВНК.
Особенностью скважины 8-Кр является наличие открытого
горизонтального ствола в пласте, длиною 201 м. Запуск скважин в работу
производился с помощью УЭЦН. С началом фонтанирования скважины отрабатывались
на штуцерах с различными диаметрами от 5,0 до 11,1 мм. Продолжительность
отработок и регистрации КВД в этих исследованиях была увеличена по сравнению с
ранее проведенными в скв. Д6-1 - Д6-5 (менее 15 ч) и достигала 24 часов.
Гидродинамические исследования методами установившихся
отборов и восстановления давления проведены с помощью глубинного и палубного
оборудования сервисной компании «Шлюмберже».
Испытания сопровождались регистрацией процесса
изменения забойного давления глубинными датчиками Phoenix MTD. Проведенные исследования оценены как технически
успешные. Снижение информативности испытания по скважине 10-Кр связано с
отсутствием на момент проведения работ специального оборудования для замера
дебитов.
Фильтрационно-емкостные и коллекторские характеристики
объекта по скважине 8-Кр оценивались по кривой восстановления забойного
давления методами диагностическим и производных давления, суперпозиции,
детерминированных моментов текущей депрессии. Промышленная значимость интервала
исследования определялась по индикаторным диаграммам (ИД) и по КВД методом
идентификации.
Индикаторные диаграммы по нефтенасыщенной части
залежи, дополненные результатами исследования скважины 8-Кр, до депрессии 7.1
МПа хорошо описываются прямолинейной зависимостью, что указывает на проявление
в прискважинных зонах пласта линейного закона Дарси.
Максимальное значение дебита нефти получено в скважине
8-Кр на устьевом штуцере диаметром 11,0 мм и составляет 580,8 м /сут при
депрессии на пласт 1.34 МПа или 5,7 % от величины пластового давления.
Фильтрационный поток в радиусе дренирования скважины
характеризуется сменой различных режимов. Ранний участок отражает
плоскорадиальную фильтрацию флюида вокруг дренируемой части пласта
горизонтальным.
.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов
Из результатов изучения геологического строения
следует, что вся залежь нефти дейменаского надгоризонта Кравцовского
месторождения находится в единой гидродинамической системе пласта. По объему
залежи не отмечено существенных различий свойств нефти, воды и вещественного
состава пород коллектора. По всей площади залежь подпирается подошвенной водой,
характеризуется одинаковыми условиями разработки, следовательно, может
рассматриваться, как один эксплуатационный объект.
Основные характеристики эксплуатационного объекта
приведены в таблице 3.3.
.3 Обоснование способов воздействия на пласт и
призабойную зону
Тип коллектора и обширная водонефтяная зона являются
факторами, ограничивающими применение на Кравцовском месторождении ряда
способов воздействия на пласт и призабойную зону. Так, например, для
терригенных продуктивных отложений типа дейменаских песчаников неприменимы
различные способы солянокислотного воздействия.
Поскольку на месторождении планируется бурение горизонтальных
и разветвленно-горизонтальных скважин это предопределяет особенности применения
тех или иных способов воздействия на пласт и призабойную зону.
Возможности использования гидроразрыва пласта или
каких-либо других способов создания трещин ограничены, т.к. весьма вероятно
образование вертикальных трещин и преждевременное обводнение продукции скважин
за счет подтягивания подошвенной воды.
В целях снижения загрязняющего воздействия буровых
растворов на приствольную зону, происходящего при вскрытии продуктивного
пласта, рекомендуется использовать полимерные буровые растворы на водной
основе. В этом случае водоотдача промывочных жидкостей поддерживается на
минимальном уровне, что обеспечивает создание тонкой и плотной защитной
фильтрационной корки на стенках скважины. При создании депрессии и добыче
продукции происходит удаление корки с поверхности коллектора. Естественная
проницаемость продуктивных отложений практически полностью восстанавливается,
т.е. проведение специальной процедуры очистки призабойной зоны в данном случае
не требуется.
Таблица 3.3. Исходные геолого-физические
характеристики дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения
|
Параметры
|
Ед.измерения
|
Значения
|
|
Средняя глубина залегания
|
м
|
2163
|
|
Тип залежи
|
|
массивная
|
|
Тип коллектора
|
|
поровый
|
|
Площадь нефтеносности
|
тыс.м2
|
25201
|
|
Средняя общая толщина
|
м
|
67.4
|
|
Средняя нефтенасыщенная толщина
|
м
|
11.2
|
|
Пористость
|
доли ед.
|
0.12
|
|
Средняя насыщенность нефтью
|
доли ед.
|
0.86
|
|
Проницаемость нефтенасыщенной зоны (по модели)
|
мкм
|
0.225
|
|
Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной зоны
|
доли ед.
|
0.92
|
|
Коэффициент расчлененности нефтенасыщенной зоны
|
доли ед
|
3.6
|
|
Пластовая температура
|
°с
|
63.5
|
|
Пластовое давление
|
МПа
|
24.2
|
|
Вязкость нефти в пластовых условиях
|
мПа*с
|
1.72
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях
|
т/м3
|
0.79
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях
|
т/м3
|
0.826
|
|
Абсолютная отметка ВНК
|
м
|
-2177
|
|
Объемный коэффициент нефти
|
доли ед.
|
1.08
|
|
Содержание в нефти
|
%
|
|
|
серы
|
|
0.19
|
|
парафина
|
|
3.9
|
|
Давление насыщения нефти газом
|
МПа
|
2.93
|
|
Газосодержание нефти
|
м3/т
|
24.9
|
|
Вязкость воды в пластовых условиях
|
мПа*с
|
0.66
|
|
Плотность воды в пластовых условиях
|
т/м3
|
1.127
|
|
Средняя удельная продуктивность скважин
|
м3/(сут*м*МПа)
|
4.1
|
|
Начальные балансовые запасы нефти (утв. ГКЗ РФ)
|
тыс.т
|
21547
|
|
в том числе по категориям С1\С2
|
тыс.т.
|
16473/5074
|
|
Начальные извлекаемые запасы нефти (утв. ГКЗ РФ)
|
тыс.т
|
9052
|
|
в том числе по категориям С1\С2
|
тыс.т.
|
7416/1636
|
|
Коэффициент нефтеизвлечения (утв. ГКЗ РФ)
|
доли ед.
|
0.42
|
|
в том числе по категориям С1\С2
|
доли ед.
|
0.45 / 0.322
|
На Кравцовском месторождении планируется вскрытие
пласта скважинами с открытым забоем, что должно обеспечить сохранение
естественной проницаемости.
Одной из основных проблем при проведении мероприятий
по интенсификации притока в горизонтальных стволах скважин является достижение
равномерного профиля притока, ограничение и изоляция прорывов воды.
Использование регулируемых секционных фильтров (например, КРР. 146.03)
позволяет разделить горизонтальный участок на ряд коротких интервалов и
последовательно их обрабатывать, а в случае необходимости производить их
отключение, что должно обеспечить более равномерную выработку всего интервала
притока. Разработана и испытана технология изоляции интервалов притока воды в
горизонтальных необсаженных стволах. Техническая сущность разработки
заключается в следующем: в водоносный интервал закачивается структурированная
гидрофобная вязкая жидкость для создания водоотклоняющей буферной оторочки
вокруг ГС; затем в интервале водопритока устанавливается профильный
перекрыватель, например конструкции ТатНИПИнефти ОЛКС-216У, который служит
механическим барьером, противостоящим выдавливанию тампонирующего состава
обратно в ГС под действием напора пластовых вод.
3.4 Анализ текущего состояния разработки
По состоянию на 01.11.2004г. на залежи пробурены
вертикальная скв. 10-Кр с вертикальным завершением и скв. 8-Кр и 18-Кр с
горизонтальным завершением.
Скв. 10-Кр в эксплуатации с июля 2004г. На
01.11.2004г. из скважины отобрано 9.4 тыс.м3 нефти и 4.8 тыс.м3
воды, текущий дебит нефти 125 м3/сут при обводненности 35% об.
Коэффициент эксплуатации скважины за этот период 0.68. Наличие воды в продукции
связано, вероятнее всего, с негерметичностью цементного моста с пакером,
установленного на 17 м выше ВНК. Для ликвидации водопритока целесообразно
провести изоляционные работы, например, установку цементного моста выше
существующего.
Скв. 8-Кр эксплуатируется с августа 2004г. На
01.11.2004г. по скважине отобрано 30.9 тыс. м безводной нефти. Коэффициент
эксплуатации скважины за этот период равен 0.94. Скважина устойчиво работает с
дебитом 530-540 м3/сут.
.11.2004 введена в эксплуатацию скв. 18-Кр с
горизонтальным стволом длиной 406 м. По результатам гидродинамических
исследований скважину рекомендуется эксплуатировать с дебитом не выше 400 м
/сут.
.5 Геолого-промысловые и технологические особенности
проекта разработки
На данный момент, после анализа нескольких вариантов
проектов разработки Кравцовского месторождения, выбран вариант, по которому
разбуривание залежи предполагается вести горизонтальными и разветвленно-горизонтальными
скважинами. Применение скважин таких конструкций позволяет увеличить их
продуктивность за счет длины горизонтального участка, снизить депрессию на
пласт, обеспечить более равномерный подъем ВНК и повышение степени выработки
запасов углеводородов. Исходя из опыта разработки месторождений Калининградской
области, следует, что для увеличения продолжительности периода безводной добычи
нефти рабочая депрессия на забое скважин в начальный период эксплуатации не
должна превышать ориентировочно 1МПа.
Рассматриваемый проект предполагает разработку 17
скважинами (скв. 10-Кр, 10 ГС и 6 РГС), пробуренными с ЛСП. Проектный уровень
добычи нефти 700 тыс. т в год (таблица 3.4.). Длины горизонтальных стволов от
200 до 600м, горизонтальные участки скважин прокладываются на расстоянии 2-4 м
от кровли залежи параллельно ей. Из шести РГС две имеют по два дополнительных
горизонтальных ствола, четыре - по одному. При этом предполагается, что в скв.
11 оборудование должно обеспечивать контроль эксплуатации каждого ствола в
отдельности.
Таблица 3.4. Основные технологические показатели
разработки Кравцовского м/р
Предполагается бурение РГС с основным горизонтальным
стволом длиной 600 м и двумя дополнительными боковыми стволами по 400 м каждый.
Расстояние от горизонтальных стволов до ВНК ~7-9 м.
Всего в данном варианте залежь разрабатывается 24-мя
горизонтальными стволами. Суммарная длина горизонтальных стволов скважин
11700м. Дебиты скважин изменяются от 110 до 600 м3/сут.
В то же время использовать максимально потенциал
горизонтальных скважин в условиях нефтяной залежи, подстилаемой водой, следует
осторожно, т.к. неограниченное увеличение дебитов приводит к ускоренному
обводнению скважин и соответственно, существенному росту накопленной добычи
воды.
Горизонтальные участки скважин предлагается
прокладывать на расстоянии 2-4 м от кровли залежи параллельно ей. В настоящее
время можно утверждать, что в продуктивном пласте существуют зоны пониженной
проницаемости или непроницаемые включения, но их положение и протяженность
известны (достаточно ориентировочно) только в районе пробуренных скважин.
Учитывая, что нефтяная залежь подстилается водой, только в ее центральной части
забои скважин могут быть проложены на 10-15 м ниже кровли залежи. В краевых
частях залежи размещение забоев скважин над слабопроницаемыми прослоями, т.е.
всего на 2-4 м ниже кровли, может положительно сказаться на динамике добычи,
т.к. в этом случае нефть к скважинам будет вытесняться водой по напластованию,
а не за счет конусообразования. В то же время, нефть из под таких
слабопроницаемых пропластков может извлекаться либо другими скважинами за счет
интерференции, либо за счет бурения дополнительных стволов из пробуренных.
В рассматриваемом проекте разработки предусмотрено,
что:
- давление на забое скважин не должно быть ниже 13
МПа, т.к. при этом давлении в процессе испытания скважин не наблюдалось
разрушения призабойной зоны;
скважины отключаются при обводненности 95% об.;
коэффициент эксплуатации скважин равен 0.91 в
2004-2005гг. и 0.95 в дальнейшем; потенциал горизонтальных скважин позволяет в
случае сверхнормативного простоя какой-либо скважины перераспределить дебиты и
компенсировать добычу;
- скважины должны периодически останавливаться для
проведения исследовательских и ремонтных работ; наиболее благоприятные условия
для гидродинамических исследований скважины имеют в период фонтанной
эксплуатации;
1
для
транспортировки добываемой продукции по трубопроводу к береговым сооружениям по
подготовке нефти предусмотрено использовать мультифазные насосы. Давление на
устье скважин должно обеспечивать нормальную работу мультифазных насосов. При
снижении давления на устье скважин ниже требуемых значений скважины переводятся
на механизированный способ добычи с помощью УЭЦН.
Разработку залежи планируется осуществлять на
естественном упруговодонапорном режиме дренирования.
.6 Технология и техника добычи нефти и газа
Разработка Кравцовского месторождения по
предполагается 17 нефтяными добывающими скважинами, из которых одна вертикальная,
десять наклонно-направленных с горизонтальными окончаниями и шесть
наклонно-направленных, разветвленных с горизонтальными окончаниями.
Одним из критериев перевода скважин на
механизированный способ добычи нефти является величина давления на устье.
Исходя из условий доставки продукции скважин на берег
мультифазным насосом, для перекачки максимальных объемов, давление на приеме
насоса регламентируется значением 2.0 МПа. Это значение принято как критерий
перевода скважин на механизированную добычу.
Исходя из условий эксплуатации морских месторождений,
существуют объективные факторы, ограничивающие диапазон выбора способа
механизированной добычи.
Наиболее приемлемыми для морских месторождений
являются газлифтный способ эксплуатации и с применением установок
электропогружных центробежных насосов (УЭЦН).
Ввиду отсутствия источника газа, на Кравцовском
месторождении рекомендуется применение УЭЦН.
Компоновка внутрискважинного оборудования (ВСО)
скважины 8 Кравцовского нефтяного месторождения представлены на рисунке 3.2.
Устьевое оборудование в целом не отличается от обычно
применяемого для добывающих скважин. Однако должна быть предусмотрена
возможность прокладки к электродвигателю токоподводящего кабеля, а также
соответствующих линий к датчику давления и клапану-отсекателю. Гидравлическая
линия малого диаметра соединяет клапан-отсекатель с аварийной системой
отключения, которая при соответствующем изменении устьевого давления производит
автоматическое закрытие клапана, перекрывая внутреннее сечение НКТ. Фонтанная
арматура FMC-2-9/16-5K, применяемая в настоящее время, может быть рекомендована и в
дальнейшем
Глава 4. Определение влияния геологических и технологических параметров
на производительность горизонтальных скважин
.1 Исследование влияния различных факторов на производительность
горизонтальных скважин
Мировая практика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений на
шельфе показывает, что одним из перспективных направлений разработки таких
залежей является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в
значительной степени увеличить нефтеотдачу.
Устойчивость работы горизонтальной скважины с большим дебитом требует
изучения влияния нескольких факторов на производительность горизонтальных
скважин. В частности, эти факторы включают: параметры пласта (проницаемость,
анизотропию, депрессию на пласт и т.д.); расположение горизонтального ствола
относительно кровли и подошвы и потери давления в горизонтальном стволе.
.2 Влияния параметров пласта на производительность горизонтальных скважин
К настоящему времени для определения производительности горизонтальных
скважин предложено значительное число методов. К основным методам следует
отметить:
1. Метод Ю.П. Борисова, который допускает, что зона, дренируемая
горизонтальной скважиной, имеет форму круга (рис 4.1.):
(4.1)
2.
Метод S.D. Joshi, который
допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважины по площади, имеет форму
эллипсоида (рис 4.1.):
(4.2)
(4.3)
3. Метод F.M.Giger, который допускает, что зона, дренируемая
горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида (рис 4.1.):
(4.4)
.
Метод G.I.Renard, J.M. Dupuy, который допускает, что зона дренируемая
горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида (рис 4.1.):
(4.5)
.
Метод З.С. Алиева, В.В. Шеремета, который допускает, что зона, дренируемая
горизонтальной скважиной, имеет форму полосообразного пласта, полностью
вскрытого горизонтальным стволом (рис 4.1.):
(4.6)
Все формулы используют следующие условия; стационарный режим фильтрации,
пласт однородный изотропный и горизонтальный ствол расположен симметрично по
толщине, но различаются эти методы геометрией зоны дренирования.
Для расчетов дебита нефти по предложенным выше методикам приняты исходные
данные скв. 8-Кр (таблица 4.1). Определенные по формулам (4.1)÷(4.6)
дебиты горизонтальных
скважин при различных соотношениях толщины пласта (h), длины горизонтального ствола (Lгор), абсолютного проницаемости (k), депрессии на пласт ΔP и радиуса контура питания (Rk) приведены в таблице 4.2, в которой Q1 - дебит рассчитанный по методу Борисова, Q2 - дебит рассчитанный по методу Joshi, Q3 - дебит рассчитанный по методу Giger, Q4 - дебит рассчитанный по методу Renard, Q5 - дебит рассчитанный по методу Алиева З.С., Шеремета В.В.
Таблица 4.1.
|
Параметры
|
Ед. измерения
|
Значения
|
|
Пластовое давление
|
МПа
|
24,2
|
|
Забойное давление
|
МПа
|
23,2
|
|
Радиус скважины
|
м
|
0,076
|
|
Радиус контура питания
|
м
|
250
|
|
Средняя глубина залегания
|
м
|
2163
|
|
Коэффициент проницаемости
|
мкм2
|
0,225
|
|
Толщина пласта
|
м
|
58,9
|
|
Нефтенасыщенная толщина
|
м
|
29,2
|
|
Пластовая температура
|
Со
|
63,5
|
|
Объёмный коэффициент нефти
|
доли ед.
|
1,08
|
|
Плотность нефти
|
т/м3
|
0,826
|
|
Пористость
|
доли ед.
|
0,12
|
|
Вязкость нефти в пластовых условиях
|
мПа*с
|
1,72
|
Из табл. 4.2 видно, что хотя формулы и отличаются друг от друга, однако
определенные дебиты оказались достаточно близкими, и разница в этих дебитах
связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования. Для
перечисленных формул и принятых форм зоны дренирования ограничение на длину
горизонтального ствола не вводится. Однако во всех методах, за исключением
формулы (4.6), при полном вскрытии принятой зоны дренирования горизонтальным
стволом величина забойного и контурного давлений совпадают, что делает
полученные расчетные формулы для определения дебита нефти неустойчивыми. Это
означает, что большинство из предложенных формул становится неприемлемыми в
областях длин горизонтального ствола, близких к параметрам контура питания.
Таблица 4.2. Результаты расчета производительности горизонтальной
нефтяной скважины с помощью различных методов
|
Rk, м
|
Lгор, м
|
Н, м
|
k, мкм2
|
DР, МПа
|
Q, м3/сут
|
|
|
|
|
|
Борисов Ю.П.
|
Joshi S.D.
|
Giger F.M.
|
Renard G.I.
|
Алиев З.С.
|
|
250
|
200
|
30
|
0,225
|
1
|
110,4
|
119,5
|
99,6
|
112,6
|
104,4
|
|
250
|
250
|
30
|
0,225
|
1
|
130,8
|
152,7
|
120,1
|
138,6
|
130,5
|
|
250
|
300
|
30
|
0,225
|
1
|
152,3
|
185,6
|
144,1
|
163,1
|
156,5
|
|
250
|
400
|
30
|
0,225
|
1
|
200,8
|
250,2
|
217,2
|
207,3
|
208,7
|
|
250
|
500
|
30
|
0,225
|
1
|
261,7
|
312,6
|
-
|
243,9
|
260,9
|
|
250
|
600
|
30
|
0,225
|
1
|
343,3
|
-
|
272,9
|
313,1
|
|
500
|
200
|
30
|
0,225
|
1
|
84,2
|
68,9
|
74,8
|
68,1
|
55,0
|
|
500
|
250
|
30
|
0,225
|
1
|
95,6
|
88,1
|
85,1
|
84,8
|
68,8
|
|
500
|
300
|
30
|
0,225
|
1
|
106,0
|
107,3
|
95,2
|
101,1
|
82,5
|
|
500
|
400
|
30
|
0,225
|
1
|
128,3
|
145,5
|
116,1
|
133,0
|
110,0
|
|
500
|
500
|
30
|
0,225
|
1
|
150,7
|
183,5
|
139,2
|
163,2
|
137,5
|
|
500
|
600
|
30
|
0,225
|
1
|
174,6
|
221,1
|
166,9
|
191,5
|
165,0
|
|
1000
|
200
|
30
|
0,225
|
1
|
68,1
|
62,8
|
60,3
|
37,8
|
28,3
|
|
1000
|
250
|
30
|
0,225
|
1
|
75,3
|
80,1
|
66,7
|
47,2
|
35,3
|
|
1000
|
300
|
30
|
0,225
|
1
|
82,0
|
97,5
|
72,7
|
56,5
|
42,4
|
|
1000
|
400
|
30
|
0,225
|
1
|
94,3
|
132,3
|
83,7
|
75,1
|
56,5
|
|
1000
|
500
|
30
|
0,225
|
1
|
105,8
|
167,1
|
94,3
|
93,4
|
70,7
|
|
1000
|
600
|
30
|
0,225
|
1
|
117,1
|
201,9
|
104,7
|
111,4
|
84,8
|
|
250
|
200
|
30
|
0,225
|
0,1
|
11,0
|
7,6
|
10,4
|
11,3
|
10,4
|
|
250
|
250
|
30
|
0,225
|
0,1
|
13,0
|
9,7
|
12,5
|
13,9
|
13,0
|
|
250
|
300
|
30
|
0,225
|
0,1
|
15,2
|
11,8
|
15,0
|
16,3
|
15,7
|
|
250
|
400
|
30
|
0,225
|
0,1
|
20,0
|
15,9
|
22,7
|
20,7
|
20,9
|
|
250
|
500
|
30
|
0,225
|
0,1
|
26,1
|
19,9
|
-
|
24,4
|
26,1
|
|
250
|
600
|
30
|
0,225
|
0,1
|
34,3
|
23,7
|
-
|
27,3
|
31,3
|
|
250
|
200
|
30
|
0,225
|
0,5
|
55,2
|
38,0
|
52,1
|
56,3
|
52,2
|
|
250
|
250
|
30
|
0,225
|
0,5
|
65,4
|
48,6
|
62,9
|
69,3
|
65,2
|
|
250
|
300
|
30
|
0,225
|
0,5
|
76,1
|
59,1
|
75,4
|
81,6
|
78,3
|
|
250
|
400
|
30
|
0,225
|
0,5
|
100,4
|
79,7
|
113,7
|
103,6
|
104,4
|
|
250
|
500
|
30
|
0,225
|
0,5
|
130,8
|
99,5
|
-
|
121,9
|
130,5
|
|
250
|
600
|
30
|
0,225
|
0,5
|
171,6
|
118,7
|
-
|
136,5
|
156,5
|
|
250
|
200
|
30
|
0,225
|
1,5
|
165,7
|
114,2
|
156,4
|
168,9
|
156,5
|
|
250
|
250
|
30
|
0,225
|
1,5
|
196,3
|
145,9
|
188,7
|
207,8
|
195,7
|
|
250
|
300
|
30
|
0,225
|
1,5
|
228,4
|
177,3
|
226,3
|
244,7
|
234,8
|
|
250
|
400
|
30
|
0,225
|
1,5
|
301,3
|
239,1
|
341,0
|
310,9
|
313,1
|
|
250
|
500
|
30
|
0,225
|
1,5
|
392,6
|
298,7
|
-
|
365,8
|
391,4
|
|
250
|
600
|
30
|
0,225
|
1,5
|
514,9
|
356,1
|
-
|
409,4
|
469,6
|
|
250
|
200
|
30
|
0,225
|
1
|
46,6
|
83,8
|
44,3
|
48,8
|
37,4
|
|
250
|
250
|
10
|
0,225
|
1
|
54,5
|
105,2
|
52,9
|
59,8
|
46,8
|
|
250
|
300
|
10
|
0,225
|
1
|
62,9
|
126,3
|
63,4
|
70,0
|
56,1
|
|
250
|
400
|
10
|
0,225
|
1
|
82,8
|
167,4
|
98,9
|
87,8
|
74,9
|
|
250
|
500
|
10
|
0,225
|
1
|
109,0
|
207,1
|
101,7
|
93,6
|
|
250
|
600
|
10
|
0,225
|
1
|
146,3
|
245,2
|
-
|
111,9
|
112,3
|
|
250
|
200
|
50
|
0,225
|
1
|
148,2
|
69,0
|
139,3
|
148,1
|
162,4
|
|
250
|
250
|
50
|
0,225
|
1
|
177,3
|
89,7
|
169,2
|
182,8
|
203,0
|
|
250
|
300
|
50
|
0,225
|
1
|
207,5
|
110,4
|
203,0
|
216,1
|
243,6
|
|
250
|
400
|
50
|
0,225
|
1
|
274,2
|
151,2
|
298,4
|
277,2
|
324,7
|
|
250
|
500
|
50
|
0,225
|
1
|
354,6
|
190,9
|
-
|
330,0
|
405,9
|
|
250
|
600
|
50
|
0,225
|
1
|
457,2
|
229,2
|
-
|
374,1
|
487,1
|
|
500
|
200
|
10
|
0,225
|
1
|
33,5
|
75,2
|
31,1
|
26,4
|
19,0
|
|
500
|
250
|
10
|
0,225
|
1
|
37,3
|
94,5
|
34,8
|
32,8
|
23,8
|
|
500
|
300
|
10
|
0,225
|
1
|
41,1
|
113,9
|
38,5
|
39,1
|
28,6
|
|
500
|
400
|
10
|
0,225
|
1
|
48,7
|
152,3
|
46,3
|
51,3
|
38,1
|
|
500
|
500
|
10
|
0,225
|
1
|
56,8
|
190,3
|
55,2
|
62,8
|
47,6
|
|
500
|
600
|
10
|
0,225
|
1
|
65,5
|
227,9
|
66,2
|
73,5
|
57,1
|
|
1000
|
200
|
10
|
0,225
|
1
|
26,1
|
68,0
|
24,2
|
13,7
|
9,6
|
|
1000
|
250
|
10
|
0,225
|
1
|
28,4
|
85,5
|
26,3
|
17,1
|
12,0
|
|
1000
|
300
|
10
|
0,225
|
1
|
30,5
|
102,9
|
28,3
|
20,4
|
14,4
|
|
1000
|
400
|
10
|
0,225
|
1
|
34,5
|
137,9
|
32,1
|
27,1
|
19,2
|
|
1000
|
500
|
10
|
0,225
|
1
|
38,4
|
172,8
|
35,8
|
33,7
|
24,0
|
|
1000
|
600
|
10
|
0,225
|
1
|
42,2
|
207,5
|
39,5
|
40,2
|
28,8
|
|
500
|
200
|
50
|
0,225
|
1
|
118,5
|
63,1
|
110,1
|
97,7
|
88,3
|
|
500
|
250
|
50
|
0,225
|
1
|
136,5
|
81,9
|
127,0
|
121,7
|
110,4
|
|
500
|
300
|
50
|
0,225
|
1
|
153,7
|
100,8
|
143,6
|
145,3
|
132,5
|
|
500
|
400
|
50
|
0,225
|
1
|
187,5
|
138,8
|
177,0
|
191,4
|
176,7
|
|
500
|
500
|
50
|
0,225
|
1
|
221,9
|
176,6
|
213,4
|
235,5
|
220,9
|
|
500
|
600
|
50
|
0,225
|
1
|
258,1
|
214,1
|
255,9
|
277,1
|
265,0
|
|
1000
|
200
|
50
|
0,225
|
1
|
98,8
|
57,9
|
91,5
|
57,8
|
46,2
|
|
1000
|
250
|
50
|
0,225
|
1
|
110,9
|
75,0
|
102,8
|
72,2
|
57,8
|
|
1000
|
300
|
50
|
0,225
|
1
|
122,0
|
92,2
|
113,2
|
86,5
|
69,3
|
|
1000
|
400
|
50
|
0,225
|
1
|
142,4
|
126,7
|
132,3
|
114,9
|
92,4
|
|
1000
|
500
|
50
|
0,225
|
1
|
161,4
|
161,4
|
150,4
|
143,0
|
115,5
|
|
1000
|
600
|
50
|
0,225
|
1
|
179,8
|
196,0
|
168,2
|
170,6
|
138,6
|
|
250
|
200
|
30
|
0,0225
|
1
|
11,0
|
7,6
|
10,4
|
11,3
|
10,4
|
|
250
|
250
|
30
|
0,0225
|
1
|
13,1
|
9,7
|
12,6
|
13,9
|
13,0
|
|
250
|
300
|
30
|
0,0225
|
1
|
15,2
|
11,8
|
15,1
|
16,3
|
15,7
|
|
250
|
400
|
30
|
0,0225
|
1
|
20,1
|
15,9
|
22,7
|
20,9
|
|
250
|
500
|
30
|
0,0225
|
1
|
26,2
|
19,9
|
-
|
24,4
|
26,1
|
|
250
|
600
|
30
|
0,0225
|
1
|
34,3
|
23,7
|
-
|
27,3
|
31,3
|
|
500
|
200
|
30
|
0,0225
|
1
|
8,4
|
6,9
|
7,8
|
6,8
|
5,5
|
|
500
|
250
|
30
|
0,0225
|
1
|
9,6
|
8,8
|
8,9
|
8,5
|
6,9
|
|
500
|
300
|
30
|
0,0225
|
1
|
10,7
|
10,7
|
10,0
|
10,1
|
8,3
|
|
500
|
400
|
30
|
0,0225
|
1
|
12,8
|
14,6
|
12,2
|
13,3
|
11,0
|
|
500
|
500
|
30
|
0,0225
|
1
|
15,1
|
18,4
|
14,6
|
16,3
|
13,8
|
|
500
|
600
|
30
|
0,0225
|
1
|
17,5
|
22,1
|
17,5
|
19,1
|
16,5
|
|
1000
|
200
|
30
|
0,0225
|
1
|
6,8
|
6,3
|
6,3
|
3,8
|
2,8
|
|
1000
|
250
|
30
|
0,0225
|
1
|
7,5
|
8,0
|
7,0
|
4,7
|
3,5
|
|
1000
|
300
|
30
|
0,0225
|
1
|
8,2
|
9,8
|
7,6
|
5,7
|
4,2
|
|
1000
|
400
|
30
|
0,0225
|
1
|
9,4
|
13,2
|
8,8
|
7,5
|
5,7
|
|
1000
|
500
|
30
|
0,0225
|
1
|
10,6
|
16,7
|
9,9
|
9,3
|
7,1
|
|
1000
|
600
|
30
|
0,0225
|
1
|
11,7
|
20,2
|
11,0
|
11,1
|
8,5
|
|
250
|
200
|
30
|
0,5
|
1
|
245,5
|
169,2
|
231,8
|
250,2
|
231,9
|
|
250
|
250
|
30
|
0,5
|
1
|
290,8
|
216,2
|
279,6
|
307,9
|
289,9
|
|
250
|
300
|
30
|
0,5
|
1
|
338,5
|
262,8
|
335,2
|
362,5
|
347,9
|
|
250
|
400
|
30
|
0,5
|
1
|
446,4
|
354,2
|
505,2
|
460,6
|
463,8
|
|
250
|
500
|
30
|
0,5
|
1
|
581,6
|
442,6
|
-
|
541,9
|
579,8
|
|
250
|
600
|
30
|
0,5
|
1
|
762,9
|
527,6
|
-
|
606,5
|
695,8
|
|
500
|
200
|
30
|
0,5
|
1
|
187,3
|
153,2
|
174,1
|
151,4
|
122,2
|
|
500
|
250
|
30
|
0,5
|
1
|
212,6
|
195,8
|
198,1
|
188,4
|
152,8
|
|
500
|
300
|
30
|
0,5
|
1
|
237,0
|
238,5
|
221,6
|
224,8
|
183,3
|
|
500
|
400
|
30
|
0,5
|
1
|
285,2
|
323,5
|
270,1
|
295,5
|
244,4
|
|
500
|
500
|
30
|
0,5
|
1
|
335,0
|
408,0
|
323,9
|
362,6
|
305,6
|
|
500
|
600
|
30
|
0,5
|
1
|
388,1
|
491,5
|
388,4
|
425,5
|
366,7
|
|
1000
|
200
|
30
|
0,5
|
1
|
151,4
|
139,6
|
140,3
|
84,0
|
62,8
|
|
1000
|
250
|
30
|
0,5
|
1
|
167,5
|
178,2
|
155,3
|
104,9
|
78,5
|
|
1000
|
300
|
30
|
0,5
|
1
|
182,3
|
216,8
|
169,1
|
125,6
|
94,2
|
|
1000
|
400
|
30
|
0,5
|
1
|
209,6
|
294,2
|
194,8
|
166,9
|
125,6
|
|
1000
|
500
|
30
|
0,5
|
1
|
235,3
|
371,6
|
219,3
|
207,5
|
157,0
|
|
1000
|
600
|
30
|
0,5
|
1
|
260,3
|
448,8
|
243,7
|
247,5
|
188,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.2.1 Толщина пласта
Влияние толщины пласта на производительность горизонтальной скважины
значительно и при заданной ее длине пласт с большей толщиной обеспечивает дебит
нефти намного выше, чем для пласта с меньшей толщиной. На рис. 4.2. показан
характер изменения производительности горизонтальной скважины от ее длины при
различных толщинах пласта. Из рис. 4.2. видно, что при небольшой толщине пласта
прирост дебита при увеличении длины горизонтальной нефтяной скважины
незначителен. Увеличение толщины пласта от h=5 м до h=60 м
приводит к росту дебита нефти от Qн≈60 м3/сут до Qн≈560 м3/сут при Lгор=600 м. Характер изменения дебита
скважины от толщины пласта показан при Lгор=200; 400 и 600 м на рис.4.3.
Рис. 4.2. Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от длины
ствола при различных толщинах пласта:
- при h=60 м; 2 - при h=50 м; 3 - при h=40 м; 4 - при h=30 м; 5 - при h=20 м; 6 - при h=10 м; 7 - при h=5 м.
Рис. 4.3. Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от
толщиныпласта при различных Lгор:
- при Lгор=600 м; 2 - при Lгор=400 м; 3 - при Lгор=200 м.
При небольших толщинах пласта отношение L/h выше, чем при
значительных толщинах. Так, например, при Lгор=600 м и h=5 м,
это отношение составляет L/h=150, что в 15 раз больше, чем при h=60 м, когда L/h=10. Расчеты по
определению влияния толщины пласта на производительность горизонтальных
нефтяных скважин представлены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 Результаты расчета дебита нефти горизонтальной скважины по
методу Алиева З.С., Шеремета В.В.
|
Толщина пласта h, м
|
Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут
|
|
Q (при Lгор=100 м)
|
Q (при Lгор=200 м)
|
Q (при Lгор=300 м)
|
Q (при Lгор=400 м)
|
Q (при Lгор=500 м)
|
Q (при Lгор=600 м)
|
|
5
|
9,54
|
19,07
|
28,61
|
38,14
|
47,68
|
57,21
|
|
10
|
18,72
|
37,43
|
56,15
|
93,58
|
112,30
|
|
20
|
36,07
|
72,14
|
108,20
|
144,27
|
180,34
|
216,41
|
|
30
|
52,18
|
104,37
|
156,55
|
208,73
|
260,91
|
313,10
|
|
40
|
67,19
|
134,37
|
201,56
|
268,74
|
335,93
|
403,11
|
|
50
|
81,19
|
162,37
|
243,56
|
324,75
|
405,93
|
487,12
|
|
60
|
94,28
|
188,56
|
282,84
|
377,13
|
471,41
|
565,69
|
.2.2 Анизотропии пласта
На
производительность горизонтальных скважин параметр анизотропии n=
влияет более существенно, чем на дебит вертикальных
скважин. Для изотропного пласта, с учетом анизотропии формула (4.6) будет иметь
вид:
(4.7)
где
h1=h/2-Rc , n=.
В таблице 4.4. и на рис. 4.4. приведены результаты расчетов дебита нефти
по формуле (4.7) при различных длинах горизонтального ствола и величинах
параметрах анизотропии. Кривая 1 на рис. 4.4. показывает зависимости Qн от L
изотропного пласта когда kвер/kгор=1, уменьшение величины параметра анизотропии значительно
снижает дебит нефти, из-за низкой проницаемости пласта в вертикальном
направлении.
Таблица 4.4.
|
Параметр анизотропии n=Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут
|
|
|
Q (при Lгор=100 м)
|
Q (при Lгор=200 м)
|
Q (при Lгор=300 м)
|
Q (при Lгор=400 м)
|
Q (при Lгор=500 м)
|
Q (при Lгор=600 м)
|
|
0,03162
|
3,95
|
7,90
|
11,85
|
15,80
|
19,75
|
23,70
|
|
0,1
|
11,68
|
23,36
|
35,05
|
46,73
|
58,41
|
70,09
|
|
0,3162
|
34,60
|
69,20
|
103,81
|
138,41
|
173,01
|
207,61
|
|
1
|
94,47
|
188,95
|
283,42
|
377,90
|
472,37
|
566,84
|
Рис. 4.4. Зависимость дебита нефти горизонтальной скважины от длины
ствола при различных параметрах анизотропии:
- при n=1;
2 - при n=0,3162;
3 - при n=0,1;
4 - при n=0,03162.
В таблице 4.5. приведены результаты расчетов дебита нефти горизонтальной
скважины при различных соотношениях kвер/kгор и толщине пласта. На рис.4.5.
показана зависимость дебита нефти от kвер/kгор при Lгор=300 м. С увеличением отношения kвер/kгор, дебит горизонтальной скважины
растет. Так, например, увеличение отношения с kвер/kгор=0,1 до 0,5, дебит нефти согласно
(3.7) повышается с 56,9 м3/сут до 244,2 м3/сут.
Максимальное значение Qн=417,9 м3/сут достигается
при величине kвер/kгор=1.
Таблица 4.5 Результаты расчетов дебита нефти при различных соотношениях kвер/kгор.
|
Параметр kв/kг
|
Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут
|
|
Q (при h=5 м)
|
Q (при h=10 м)
|
Q (при h=20 м)
|
Q (при h=30 м)
|
Q (при h=40 м)
|
Q (при h=50 м)
|
|
0,01
|
2,05
|
3,21
|
3,79
|
4,37
|
5,53
|
6,68
|
|
0,05
|
6,68
|
12,44
|
15,30
|
18,16
|
23,83
|
29,46
|
|
0,1
|
12,44
|
23,83
|
29,46
|
35,05
|
46,09
|
56,97
|
|
0,5
|
56,97
|
108,97
|
133,55
|
157,26
|
202,22
|
244,18
|
|
1
|
108,97
|
202,22
|
244,18
|
283,42
|
354,76
|
417,91
|
Рис. 4.5. Зависимость дебита горизонтальной скважины от толщины пласта
при различных параметрах анизотропии:
- при kвер/kгор=1; 2 - при kвер/kгор=0,5; 3 - при kвер/kгор=0,1; 4 - при kвер/kгор=0,05;
- при kвер/kгор=0,01.
.2.3 Влияние проницаемости пласта и
депрессии на производительность горизонтальной скважины
Дебит горизонтальной скважины прямо пропорционален
депрессии на пласт (DР)
и абсолютной проницаемости (k).
Увеличение или уменьшение этих параметров приводят к росту или снижению дебита
нефти горизонтальной скважины. Результаты расчета дебита нефти горизонтальной
скважины при различных параметрах проницаемости и депрессии на пласт приведены
в таблицах 4.6 и 4.7. В случае снижения абсолютной проницаемости c k=0,5 Дарси до k=0,1
Дарси при Lгор=300 м дебит нефти оказался Qн=69,6 м3/сут вместо Qн=347,9 м3/сут (см. рис. 4.6), а когда
уменьшаем величину депрессии на пласт в 2 раза для одинаковой длины
горизонтального участка ствола, то это приводит к снижению дебита нефти в 2
раза (рис. 4.6).
Таблица 4.6 Результаты расчетов дебита нефти при различных проницаемостях
пласта.
|
Проницаемость пласта k, мД.
|
Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут
|
|
Q (при Lгор=100 м)
|
Q (при Lгор=200 м)
|
Q (при Lгор=300 м)
|
Q (при Lгор=400 м)
|
Q (при Lгор=500 м)
|
Q (при Lгор=600 м)
|
|
0,01
|
2,32
|
4,64
|
6,96
|
9,28
|
11,60
|
13,92
|
|
0,05
|
11,60
|
23,19
|
34,79
|
46,38
|
57,98
|
69,58
|
|
0,1
|
23,19
|
46,38
|
69,58
|
92,77
|
115,96
|
139,15
|
|
0,5
|
115,96
|
231,92
|
347,89
|
463,85
|
579,81
|
695,77
|
|
1
|
231,92
|
463,85
|
695,77
|
927,70
|
1159,62
|
1391,54
|
Таблица 4.6 Результаты расчетов дебита нефти при различных проницаемостях
пласта.
|
Депрессия на пласт DР, МПа
|
Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут
|
|
Q (при Lгор=100 м)
|
Q (при Lгор=200 м)
|
Q (при Lгор=300 м)
|
Q (при Lгор=400 м)
|
Q (при Lгор=500 м)
|
Q (при Lгор=600 м)
|
|
0,1
|
2,32
|
4,64
|
6,96
|
9,28
|
11,60
|
13,92
|
|
0,3
|
11,60
|
23,19
|
34,79
|
46,38
|
57,98
|
69,58
|
|
0,5
|
23,19
|
46,38
|
69,58
|
92,77
|
115,96
|
139,15
|
|
0,7
|
115,96
|
231,92
|
347,89
|
463,85
|
579,81
|
695,77
|
|
1,0
|
231,92
|
463,85
|
695,77
|
927,70
|
1159,62
|
1391,54
|
|
1,5
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 4.5. Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при
различных проницаемостях пласта:
- при k=1; 2 - при k=0,5; 3 - при k
=0,1; 4 - при k=0,05; 5 - при k=0,01.
Рис. 4.6. Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при
различных депрессиях на пласт:
- при DР=1,5
МПа; 2 - при DР=1
МПа; 3 - при DР=0,7
МПа; 4 - при DР=0,5
МПа; 5 - при DР=0,3
МПа; 6 - при DР=0,1
МПа.
.2.4 Площадь дренирования
Известно, что область дренирования для горизонтальных
скважин больше, чем для вертикальных, из-за их конструктивных особенностей. Это
подтверждает, что при использовании горизонтальных скважин их сетка должна быть
более редкой, чем в случае применения вертикальных.
На рис. 4.7 показано влияние радиуса контура питания (Rk) на дебит горизонтальной нефтяной
скважины при различных длинах ствола и депрессии на пласт DР=0,1 МПа. Из рис. 4.7 видно, что
дебит нефти обратно пропорционален радиусу контура питания (Rk). Естественно, в случае увеличения Rk при аналогичных депрессиях на пласт и
длинах горизонтального ствола, это приводит к снижению дебита нефти.
Рис. 4.7. Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при
различных площадях дренирования:
- при Rk=1000 м; 2 - при Rk=800 м; 3 - при Rk=600 м; 4 - при Rk=400 м; 5 - при Rk=200 м; 6 - при Rk=100 м.
4.2 Определение дебита горизонтальной скважины, ассиметрично
расположенной по толщине полосообразного пласта
Имеющиеся теоретические основы и методика определения производительности
горизонтальных скважин тесно связаны с принятыми схематизациями притока нефти к
горизонтальной скважине.
Принципиальное отличие притока нефти к забою горизонтальной скважины от
притока к забою вертикальной заключается в том, что, как правило,
горизонтальная скважина всегда имеет значительный, до нескольких тысячи метров
интервал притока. Большая длина фильтра, где происходит приток нефти к стволу
обуславливает необходимость создания соответствующей депрессии на пласт,
допустимая величина которой должна быть в точке перехода ствола от
горизонтального положения к вертикальному в случае отсутствия фонтанных труб в
горизонтальной части ствола. Если ее величина ограничена каким-либо фактором,
наличием подошвенной воды или неустойчивостью коллекторов, то при значительной
длине горизонтальной части ствола, из-за потерь давления на трение, возникающих
при движении нефти по стволу депрессия на конечном участке ствола может быть
ничтожно малой. В ряде случаев, возможен вариант когда в конце ствола Рз
будет близко к Pпл. В таких случаях длина горизонтальной части
ствола должна быть ограничена депрессией на пласт в точке перехода ствола от
горизонтального положения к вертикальному и потерями давления в горизонтальной
части ствола.
Принимая во внимание различные факторы, влияющие на производительность
горизонтальной скважины, в зависимости от конкретных свойств пласта, его
толщины, наличия вблизи подошвенной воды, устойчивости коллектора, длины ствола
скважины, законы фильтрации нефти к горизонтальной скважине приобретают более
существенное значение, чем при фильтрации к вертикальной скважине, вскрывшей
пласт с ограниченной толщиной.
Поиски приближенных аналитических методов определения производительности
горизонтальных скважин, вскрывших нефтегазоносные пласты, направлены на выбор
такой модели рассматриваемой задачи, которая, не искажая физической сущности
процесса фильтрации, позволит получить простые формулы для определения дебита
таких скважин.
Однако одним из наиболее распространенных способов схематизации задач
фильтрации является замена истинной области фильтрации пласта областью,
обеспечивающей эквивалентное сопротивление, предложенная З.С. Алиевым в работе.
Упрощающая схематизация задач фильтрации нефти к горизонтальной скважине,
вскрывшей полосообразный пласт, может быть представлена следующими способами.
Для симметричного расположения в пределах радиуса R=h/2 приток нефти
по длине горизонтального ствола может быть представлен как плоскорадиальный, а
за пределами этого круга приток может рассматриваться как плоскопараллельная
фильтрация к укрупненной скважине.
Большой практический интерес представляет изучение влияния расположения
горизонтального ствола, по толщине пласта на дебит скважины.
Рассмотрим полосообразный пласт, полностью вскрытый горизонтальной
скважиной, к которой происходит приток нефти, расположенной асимметрично по
толщине пласта. Необходимо определить дебит скважины в зависимости от
расположения горизонтального ствола по толщине пласта. В точной постановке
решение такой задачи возможно численным методом, поэтому для получения простых
аналитических формул необходимо использовать некоторые упрощающие
предположения.
Схема для решения поставленной задачи показана на рисунке 4.8.
Рис. 4.8. Схема расположения стола горизонтальной скважины по толщине
пласта:
- симметричное; 2 - асимметричное
По формулам Joshi S.D.и З.С. Алиева, В.В. Шеремета был
определен дебит горизонтальной нефтяной скважины равноудаленной от кровли и
подошвы пласта. Большой практический интерес для изучения представляет влияние
расположения горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта на
производительность скважины. Были предложены формулы для определения дебита
горизонтальной скважины, расположенной на асимметричном расстоянии от кровли
или подошвы пласта по формулам:
(4.8)
где
- вертикальное расстояние между центром скважины и
срединой толщины пласта.
Формула
(4.8) требует выполнения следующих условий:
L>βh, <h/2, L<1,8Rk
(4.9)
где
- толщина пласта i-ой зоны за
вычетом радиуса скважины.
Для каждой из зон использован метод определения дебита горизонтальной
скважины, принятый для симметрично расположенного ствола.
По полученным формулам были проведены расчеты по определению дебита
горизонтальной скважины, расположенной на разных расстояниях от кровли и
подошвы пласта.
Результаты расчетов показаны на рисунке 4.9, из которого видно, что
величина дебита горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразную залежь,
изменяется от перемещения ствола скважины от середины продуктивного пласта к
его кровле или подошве. Наилучшим расположением ствола является его нахождение
по середине продуктивного пласта. Перемещение ствола к кровле или подошве в
одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной скважины. Максимальное
отклонение дебита скважины от
дебита при ее оптимальном расположении (когда ствол расположен по середине
пласта) составляет 9,5%, а также при перемещении ствола к кровле или подошве
максимальное отклонение дебита возрастает при увеличении мощности пласта.
горизонтальная скважина месторождение нефть
Рис. 4.9. Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от
расположения ствола по толщине пласта:
- при Lгор=200 м; 2 - при Lгор=400 м; 3 - при Lгор=600 м.
4.4 Определение критического безводного дебита горизонтальной нефтяной
скважины вскрывшей залежь с подошвенной водой с использованием различных
методов
Обеспечение устойчивой, без осложнений, работы скважины в условиях
образования конусов воды и газа одна из основных и сложных проблем при
разработке нефтяных месторождений. Обводнение или загазовывание нефтеносного
интервала существенно снижает фазовую проницаемость нефти и приводит к
значительному снижению дебита нефти.
Поэтому, большое практическое значение имеют технологии, минимизирующие
процесс конусообразования. Образование конуса воды происходит тогда, когда
вертикальная составляющая вязкой силы превышает силу тяжести. Для
аналитического решения задачи конусообразования в условиях равновесия должны
быть удовлетворены: статическое условие, приравнивающее вязкий потенциал потока
к потенциалу тяжести и динамическое условие, для равновесия требующее
превышение силы плавучести над вязкими силами.
К настоящему времени предложено несколько аналитических методов для
определения предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины,
вскрывшей залежь с подошвенной водой.
Наиболее известным среди предложенных методов определения предельного
безводного дебита являются методы Алиева З.С, Giger F.M и Joshi S.D.
Предложенные выше методы получены для постоянного забойного давления по
длине горизонтального ствола, что допустимо при весьма незначительных потерях
давления по стволу. В данном разделе проведен анализ пригодности различных
методов для определения предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной
скважины без учета потерь давления по длине горизонтальной части ствола.
Результаты расчетов представлены в графической форме в виде зависимостей
предельного безводного дебита от расположения горизонтального ствола по толщине
пласта для различных величин Lгор с использованием приближенных выше
методов при следующих исходных данных: Rк=250 м; Rс=0,076 м; h=29,2 м; k=0,225
Д; Вн=1,08; mн=1,72
мПа·с; Lгор=200; 400 и 600 м; h2=10; 20 и 30 м.
4.4.1 Метод Алиева З.С.
Для определения предельного безводного дебита горизонтальной скважины
рассмотрим задачу притока нефти к горизонтальной скважине, полностью вскрывшей
полосообразный пласт с подошвенной водой, условиях стационарного конуса воды.
Схема задачи показана на рис. 4.10. Предполагается, что граница раздела нефть-вода
вблизи горизонтального ствола имеет форму параболы. Тогда предельный безводный
дебит горизонтальной скважины может быть определен по формуле:
(4.10)
где k - проницаемость пласта; L - длина горизонтального ствола; mн - вязкость нефти; Q - дебит нефти; h1 -
расстояние от горизонтального ствола до кровли; h2 - расстояние от горизонтального ствола до ВНК.
С целью предотвращения обводнения скважины величина DP должна быть ограничена, которая
принимается в соответствии с законом Паскаля в виде:
DР=(rв-rн)gh2
где rв и rн - соответственно плотность воды и плотность нефти; g - ускорение свободного падения.
Рис. 4.10. Схема нефтяного пласта с подошвенной водой.
.4.2 Метод Joshi S.D.
В работе приведена методика определения дебита горизонтальной скважины,
вскрывшей нефтяной пласт с подошвенной водой, схема такой горизонтальной
скважины показана на рис. 4.11. Этот метод основан на использовании формулы для
определения предельного безводного дебита вертикальной скважины путем замены Rc на Rсэ.
Рис.
4.11. Схема нефтяного пласта с подошвенной водой.
Определение предельного безводного дебита горизонтальной скважины имеет
вид:
(4.11)
где
h - толщина пласта; l г -
расстояние между ВНК и горизонтальным стволом; Qпб - предельный безводный дебит горизонтальной скважины;
Rсэ -
эффективный радиус ствола, который определяются по формуле:
(4.12)
где
А имеет вид:
(4.13)
4.4.3
Метод Giger F.M.
Giger
F.M. предложил схему задачи нефтеносного пласта с
подошвенной водой, вскрытого горизонтальной скважиной. Автор допускает, что
граница раздела нефть-вода вблизи горизонтального ствола имеет форму эллипса, а
боковые стороны непроницаемы. Предельный безводный дебит горизонтальной
скважины по этой методике определяется следующей формулой:
(4.14)
где
YG` - вертикальное расстояние скважины от ВНК
На
рис. 4.12, 4.13 и 4.14 показаны результаты расчетов предельного безводного
дебита методами Алиева З.С., Joshi S.D. и Giger F.M. соответственно, при различных расположениях
горизонтальной части ствола Lгор=200,
400 и 600 м.
Из
рис. 4.12÷4.14
следует, что все методы указывают на
увеличение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины с
ростом расстояния h2 и длины
участка горизонтального ствола. Максимальный безводный дебит достигается при нахождении
ствола непосредственно у кровли пласта. Увеличение степени вскрытия ствола
(длины горизонтального ствола) позволяет свести к минимуму возможность
обводнения скважины подошвенной водой. Так например, при h2=30 м, Lгор=600 м,
предельный безводный дебит нефтяной скважины определенный по методу Giger F.M. оказался Qпб=287 м3/сут, а при h2=20 м, дебит скважины снижается до Qпб=128 м3/сут. Увеличение длины ствола на 200
и 400 м приводит к росту Qпб до 25%
и 50% по сравнению с дебитом при длине ствола Lгор=200 м (см. рис. 4.14).
Сравнение
величин предельного безводного дебита вычисленные по перечисленным выше методам
при Lгор=300 м
показано на рис. 4.15. Из этого рисунка следует, что существует разница в
величинах предельного дебита, рассчитанного различными методами, которые
связаны с различными граничными условиями и геометрическими формами зоны
дренирования.
Рис.
4.12. Зависимость предельного безводного дебита нефтяной скважины от расстояния
h2 при
различных длинах горизонтального ствола (Алиев З.С.).
Рис.
4.13. Зависимость предельного безводного дебита нефтяной скважины от расстояния
h2 при
различных длинах горизонтального ствола (Joshi
S.D.).
Рис.
4.14. Зависимость предельного безводного дебита нефтяной скважины от расстояния
h2 при
различных длинах горизонтального ствола (Giger
F.M.).
Рис.
4.15. Зависимость предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной
скважины от расстояния h2 при Lгор=300 м, с применением различных методов
Следует
отметить, что в настоящее время Алиевым З.С. и др. разработаны точные численные
методы для определения безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины с
учетом изменения забойного давления по длине горизонтального ствола,
неоднородности и нестационарности процесса конусообразования с использованием
геолого-математических моделей фрагментов месторождений с различными емкостными
и фильтрационными свойствами.
5. Обоснование выбора конструкций скважин Кравцовского
нефтяного месторождения
5.1 Общие требования и исходные данные по выбору
конструкции скважин
При бурении наклонно-направленных и горизонтальных
скважин на морских месторождениях к их конструкциям предъявляется ряд
требований, выполнение которых обеспечивает успешное доведение скважин до
проектных глубин, качественное вскрытие продуктивных горизонтов, эксплуатацию
скважин в период разработки месторождений. Конструкции должны быть экономичными
и обеспечивать охрану недр в процессе строительства и эксплуатации скважин.
Для выполнения указанных требований и обоснованного
выбора конструкций скважин в работе рассмотрены материалы о геологических
условиях бурения, глубинах залегания продуктивных пластов, пластовых давлениях
и давлениях гидроразрыва, интервалах возникновения осложнений в виде
газонефтеводопроявлений (ГНВП), поглощений, обвалов, осыпей, сужений, кавернообразований
по ранее пробуренным скважинам.
Для выявления зон несовместимости бурения строится
совмещенный график изменения градиентов пластового давления и давления
гидроразрыва от глубины скважины. Указанные градиенты давлений определены
промысловыми исследованиями по ранее пробуренным скважинам-аналогам.
На основании данных о зонах несовместимости по
условиям бурения определены число и глубина спуска обсадных колонн.
При расчетах наклонно-направленных и горизонтальных
профилей учитывались параметры, определяющие возможность прохождения обсадных
колонн по стволу скважин и величина вскрываемого интервала одноразмерным
долотом.
Объектом разработки являются продуктивные отложения на
морском месторождении Кравцовское. Рассмотрены геолого-технические условия
проводки вертикальной и с горизонтальным окончанием скважин-аналогов. К ним
относятся скв. 10, 8 Кравцовского месторождения.
В таблице 5.1. представлены конструкции
скважин-аналогов. Анализ конструкций показывает, что принципиальных отличий в
конструкциях скважин не имеется. В скв.Ю-Кр и 8-Кр спущена эксплуатационная
колонна 178 мм, башмак эксплуатационной колонны устанавливается за 5 м от
дейменаского надгоризонта. Скважины эксплуатируются открытым стволом.
Таблица 5.1 Конструкции
скважин-аналогов
|
Обсадная колонна
|
Скважина 10 Кравцовская
|
Скважина 8 Кравцовская
|
|
Диаметр, мм
|
Глубина спуска, м
|
Диаметр, мм
|
Глубина спуска, м
|
|
Водоотделяющая колонна
|
762
|
95
|
762
|
95
|
|
Кондуктор
|
508
|
155
|
508
|
160
|
|
I промежуточная колонна
|
340
|
702
|
340
|
700
|
|
II промежуточная колонна
|
245
|
1903
|
245
|
1900
|
|
Эксплуатационная колонна
|
178
|
2148
|
178
|
2165
|
При бурении скважин осложнений практически не было.
Анализ показывает, что бурение скважин на месторождении можно отнести к
нормальным условиям. Отмечаются некоторые посадки, затяжки инструмента при
наращивании и СПО, а также проработки ствола, которые в процессе бурения легко
ликвидировались.
На основе геологических исследований, в т.ч. по данным
пластоиспытателя, составлен фактический стратиграфический разрез по
скважинам-аналогам, а также уточнены сведения о величинах пластовых давлений и
давлениях гидроразрыва, которые позволили рассчитать изменения соответствующих
градиентов в соответствии с глубиной залегания пластов.
На рисунках 5.1, 5.2 и 5.3 представлены графики
совмещенных давлений и профили скважин-аналогов.
Как видно из рисунков, на месторождении Кравцовское
условия бурения до объектов разработки следует считать совместимыми. Спуск
кондуктора и промежуточной колонны объясняется геологическими причинами.
5.2 Выбор конструкции скважин
Глубина залегания продуктивных объектов (глубина
скважины) и диаметр эксплуатационной колонны являются определяющими для выбора
диаметров промежуточных обсадных колонн и кондуктора. В качестве
эксплуатационной колонны для месторождения приняты обсадные трубы диаметром 178
мм при вскрытии дейменаского надгоризонта, что способствует проводке скважин
кустовым способом с наклонно-направленными и горизонтальными стволами.
Количество промежуточных колонн и глубина их спуска выбраны на основании данных
графиков совмещенных давлений, стратиграфического разреза и фактических
горно-геологических условий (осложнений, осыпей, обвалов и т.д.), полученных
при бурении поисковых скважин.
Используя представленные данные, разработана типовая
(базовая) конструкция скважин для месторождения Кравцовское с обоснованием
глубины спуска промежуточных колонн, высоты подъема цемента, описание которых
приводится ниже.
Водоотделяющая колонна (ВК) диаметром 508 мм
спускается на глубину 95 м, что обеспечивает укрепление устья скважины, создание
циркуляции, установку дивертора.
Промежуточная обсадная колонна диаметром 245мм
спускается с целью перекрытия девонской и силурийской систем, склонного к
осыпям и обвалам. Башмак устанавливается в глинах нижнего ордовика на глубину
2165 м. Цементируется до глубины 1100м тампонажным раствором плотностью
1.78-1.80 г/см3.
Крепление продуктивного горизонта эксплуатационными
хвостовиками предполагается тремя типами конструкций скважин:
Первый тип конструкции (однозабойная скважина с
горизонтальным окончанием).
Эксплуатационный хвостовик диаметром 178 мм спускается
в горизонтальный ствол продуктивного горизонта для предупреждения геологических
осложнений, разобщения вышележащих продуктивных отложений и последующей добычи
УВ в следующей конструкции:
башмак - до забоя горизонтального ствола,
фильтр - в интервале продуктивного пласта
до подошвы ордовика,
пакер-муфта - в кровлю продуктивного горизонта,
обсадная труба 178мм - в интервале от кровли
продуктивного горизонта до глубины выше башмака колонны 245мм на 150 м (по
стволу).
Цементируется тампонажным раствором плотностью 1.93
г/см на длину хвостовика от пакер-муфты до «головы».
Второй тип конструкции (многозабойная скважина с
горизонтальными необсаженными стволами):
После бурения первого горизонтального ствола в
продуктивном горизонте забуривается и проводится второй ствол с изменением
азимута и при необходимости третий.
Эксплуатационный хвостовик диаметром 178 мм спускается
в кровлю продуктивного горизонта для разобщения вышележащих продуктивных
отложений и последующей добычи УВ в следующей конструкции:
открытый ствол - от забоя горизонтального
ствола до кровли продуктивного горизонта,
башмак - в кровлю продуктивного горизонта до места
разветвления стволов,
пакер-муфта - в кровлю продуктивного горизонта над
башмаком,
обсадная труба 178мм - в интервале от кровли
продуктивного горизонта до глубины выше башмака колонны 245мм на 150 м (по
стволу).
Цементируется тампонажным раствором плотностью 1.93
г/см на длину хвостовика от пакер-муфты до «головы». Данная конструкция скважин
позволяет при необходимости провести дополнительные стволы из-под башмака 177.8
мм хвостовика (открытый ствол) долотом 139.7 мм в требующиеся интервалы для
доразработки месторождения.
Третий тип конструкции (многозабойная скважина с
горизонтальными обсаженными стволами).
После бурения первого горизонтального ствола
спускается эксплуатационный хвостовик 178 мм в кровлю продуктивного горизонта
для разобщения вышележащих продуктивных отложений и последующей добычи УВ в
следующей конструкции:
башмак - до забоя горизонтального ствола,
фильтр - в интервале продуктивного пласта до
подошвы ордовика,
пакер-муфта - в кровлю продуктивного
горизонта,
обсадная труба 178мм - в интервале от кровли
продуктивного горизонта до глубины выше башмака колонны 245 мм на 150 м (по
стволу).
Цементируется тампонажным раствором плотностью 1.93
г/см3 на длину хвостовика от пакер-муфты до «головы».
Второй горизонтальный ствол зарезается из колонны 245
мм на 30 м выше «головы» первого хвостовика, спускается эксплуатационный
хвостовик 0178 мм в кровлю продуктивного горизонта с последующим обрезанием
«головы» хвостовика по колонне 0245мм:
башмак - до забоя второго горизонтального ствола,
фильтр - в интервале продуктивного пласта до
подошвы ордовика,
пакер-муфта - в кровлю
продуктивного горизонта,
обсадная труба 178 мм - в интервале от кровли
продуктивного горизонта до входа в колонну 245 мм.
Третий горизонтальный ствол зарезается из колонны 245
мм на 60 м выше «головы» первого хвостовика.
Следует отметить, что данная конструкция является
достаточно гибкой и может модифицироваться в сторону увеличения количества
дополнительных стволов из одной скважины 245мм, кроме того, снижается
металлоемкость конструкции. В данной конструкции рекомендуется использовать
внутрискважинное оборудование «Promax»
для контроля каждого ствола скважины.
Предлагаемые конструкции имеют особенность,
учитывающую специфику бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Глубина начала набора зенитного угла приурочена к устойчивым породам, что
обеспечивает проводку скважин с максимальной кривизной в соответствии с
проектными профилями.
Набор зенитного угла при небольших отклонениях ствола
скважины от вертикали осуществляется в интервале бурения под кондуктор 340 мм.
При этом для горизонтальных скважин максимальный угол на 10М участке
66.7° и радиус на 20М участке горизонтальных скважин - 470 м.
После I
участка стабилизации и спуска 340 мм колонны в наклонно-направленных скважинах
производится дальнейшее бурение в заданном зенитном угле до глубины спуска 245
мм колонны.
После спуска технической колонны 245 мм на втором
участке набора зенитного угла ствол скважины плавно переходит в горизонтальный
профиль до 90° и продолжает проводку горизонтального ствола длиной от 400 до
600 м.
Для реализации профилей наклонно-направленных и
горизонтальных скважин подбираются компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и
соответствующие параметры режима бурения. Компоновки низа должны обеспечить
выполнение проектного профиля при минимальных затратах времени на управление
искривлением.
Предлагается следующий подход к бурению эксплуатационных
скважин. В связи с кустовой схемой бурения, скважины проектируются однотипным
профилем. Последовательность бурения скважин в целом должна учитывать
направление перемещения буровой установки, проектные азимуты и отклонения
забоев от вертикали. При этом необходимо, чтобы в направлении перемещения
станка располагалось минимально возможное количество проектных забоев скважин.
Очередность бурения скважин с кустовой площадки
определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления
движения бурового станка до проектного направления на забой скважины по ходу
часовой стрелки. В таблице 5.2 представлены основные показатели при бурении
наклонно-направленных и горизонтальных скважин с максимальными отклонениями для
трех вариантов разработки месторождения.
Каждая скважина проводится по проекту, учитывающему
опыт и пространственное положение стволов соседних скважин, чтобы предупредить
возможное пересечение траекторий..
Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин
целесообразно осуществлять с учетом отечественного опыта, а также с
привлечением оборудования и специалистов ведущих фирм «Schlumberger», «Baker oil tools», «Beckfield», «Sperry-Sun», «Promax».
Для повышения качества цементирования обсадных колонн
необходимо использовать современные решения, обеспечивающие эффективное
замещение промывочной жидкости тампонажным раствором. В числе основных следует
отметить снижение реологии бурового раствора до минимальных значений. Данная
рекомендация касается пластической вязкости, предельного динамического и,
особенно статического напряжения сдвига. Ограничивающим фактором является
только предупреждение осаждения твердой фазы при остановках циркуляции.
Таблица 5.2. Сведения по проектным скважинам
Кравцовского м/р
Кроме того, гидравлическая программа цементирования
должна ограничивать затрубные давления, чтобы предупреждать гидроразрывы
пластов. Программа использования бурового раствора должна соответствовать
следующим основным требованиям:
1.
Получение высоких
скоростей бурения и обеспечение высокого качества ствола скважины.
2.
Беспрепятственный
спуск и качественное цементирование эксплуатационной колонны большой
протяженности.
3.
Эффективное
вскрытие продуктивных отложений с последующим восстановлением естественной
проницаемости.
Планируется использование полимеркалиевого бурового
раствора, который обладает псевдопластическими свойствами и способствует
получению высоких скоростей бурения. Эффект ингибирующего воздействия обеспечивает
стабилизацию стенок скважины и низкий коэффициент трения, что способствует
беспрепятственному спуску в наклонную часть ствола и качественному
цементированию эксплуатационных колонн. Эффективность полимеркалиевых
промывочных жидкостей нашла однозначное подтверждение в практике бурения
наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Поскольку растворы данного типа
весьма чувствительны к содержанию твердой фазы, то ее концентрация не должна
превышать 5-6 %. Содержание важного компонента -хлористого калия необходимо
контролировать постоянно и поддерживать на уровне до 100 кг на 1 м3
промывочной жидкости. Важнейшей составляющей бурового раствора является
биополимер, содержание которого необходимо поддерживать на уровне «активной»
концентрации около Зкг/м . Молекулы полимера обладают флокулирующим действием и
удаляются в системах очистки совместно с частицами выбуренной породы. Поэтому,
в процессе приготовления новых порций бурового раствора необходимо
компенсировать потери полимерной составляющей. Реологические показатели буровых
растворов должны поддерживаться на уровне, гарантирующем очистку ствола
скважины на наклонном и горизонтальном участках. Специфика бурения
горизонтального интервала выдвигает новое требование, согласно которому перед
сменой долота циркуляция продолжается до полного вымывания частиц выбуренной
породы. Хорошие смазочные свойства полимерных промывочных жидкостей следует
усиливать введением специальных добавок. Кроме того, добавки данного типа
(смазки) улучшают консистенцию бурового раствора и непроницаемость
фильтрационной корки, нивелируя воздействие дифференциального давления на
колонну труб.
Содержание твердой фазы на уровне 5-6 % поддерживается
вибрационными ситами с 2-Зх-слойными кассетами типа «сэндвич»,
пескоотделителями, а также центрифугой. По своей характеристике указанное
оборудование должно обладать достаточной для эффективной очистки
производительностью.
Не менее важными параметрами являются очередность и
продолжительность бурения, коммерческая скорость, сохранение вертикальности
ствола в верхних интервалах и глубина забуривания наклонных стволов. В
соответствии с п.2.5.6 «Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности» 2003 г. максимально-допускаемая нагрузка на крюке буровой
установки должна превышать максимальную расчетную массу бурильного инструмента
в 1.6 раза и соответственно для обсадных колонн - в 1.1 раза.
.3 Требования к методам вскрытия продуктивных пластов
и освоения скважин
Технология вскрытия пластов и освоения скважин должна
быть строго ориентирована и предусматривать меры, обеспечивающие сохранение или
восстановление естественной проницаемости. Данное требование основано
накомплексном анализе последствий ведения буровых работ, возможностей методов
интенсификации и размещения месторождения в пределах акватории Балтийского
моря.
Таким образом, основное направление работ по вскрытию
пластов должно обеспечить либо сохранение естественной проницаемости, либо
создавать предпосылки для обратимой кольматации призабойной зоны.
В связи с вышесказанным предпочтение имеет
гидродинамически более совершенный открытый забой, т.к. последующее
цементирование ухудшает коллекторские свойства пласта.
Рекомендуется использовать полимерные буровые
растворы, характеристики которых более всего удовлетворяют условиям бурения в условиях
моря. В качестве добавок к буровому раствору для управления скважиной
(фильтрационными характеристиками) следует применять наполнители,
обеспечивающие обратимую кольматацию. Например, Baracarb (мраморная крошка растворимая в
соляной кислоте), ЭН-1 (эластомерный наполнитель на основе каучуков различного
назначения растворимый в углеводородах).
Заключение
Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов с
различными методами, позволил сделать следующие выводы:
1. Путем сравнения результатов расчетов дебита
горизонтальной нефтяной скважины различными методами (Ю.П. Борисова, S.D, Joshi, F.M. Giger, G.I. Renard и J.M. Dupuy, Алиев З.С и
Шеремета В.В.) при различных величинах депрессии на пласт, абсолютной
проницаемости пласта, параметра анизотропии, толщины пласта, радиуса контура
питания и длины горизонтального ствола установлено, что в целом разница в этих
дебитах незначительна и связана исключительно с принятой геометрией зоны
дренирования.
2. Параметры пласта влияют на производительность
горизонтальной скважины в различной степени. Производительность горизонтальной
скважины линейно растет с ростом депрессии на пласт, абсолютной проницаемости
пласта, параметра анизотропии и толщины пласта и пропорционально снижается
сростом радиуса контура питания.
3. Уменьшение величины параметра анизотропии
значительно снижает дебит нефти, из-за низкой проницаемости пласта в
вертикальном направлении.
. Уменьшение депрессии на пласт в 2 раза для
одинаковой длины горизонтального участка ствола приводит к снижению дебита
нефти в 2 раза
5. Асимметричное расположение горизонтального ствола
по толщине однородного пласта снижает производительность.
6. Область дренирования для горизонтальных скважин
больше, чем для вертикальных, из-за их конструктивных особенностей. Это
подтверждает, что при использовании горизонтальных скважин их сетка должна быть
более редкой, чем в случае применения вертикальных
. При небольшой толщине пласта прирост дебита при
увеличении длины горизонтальной нефтяной скважины незначителен. Увеличение
толщины пласта от h=5 м до h=60 м приводит к росту дебита нефти
от Qн≈60 м3/сут до Qн≈560 м3/сут при Lгор=600 м.
. Если ее величина ограничена каким-либо фактором,
наличием подошвенной воды или неустойчивостью коллекторов, то при значительной
длине горизонтальной части ствола, из-за потерь давления на трение, возникающих
при движении нефти по стволу депрессия на конечном участке ствола может быть
ничтожно малой. В ряде случаев, возможен вариант когда в конце ствола Рз
будет близко к Pпл. В таких случаях длина горизонтальной части
ствола должна быть ограничена депрессией на пласт в точке перехода ствола от
горизонтального положения к вертикальному и потерями давления в горизонтальной
части ствола.
. Величина дебита горизонтальной скважины, вскрывшей
полосообразную залежь, изменяется от перемещения ствола скважины от середины
продуктивного пласта к его кровле или подошве. Наилучшим расположением ствола
является его нахождение по середине продуктивного пласта. Перемещение ствола к
кровле или подошве в одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной
скважины. Максимальное отклонение дебита скважины от дебита при ее оптимальном расположении (когда ствол
расположен по середине пласта) составляет 9,5%, а также при перемещении ствола
к кровле или подошве максимальное отклонение дебита возрастает при увеличении
мощности пласта.
. Максимальный безводный дебит достигается при
нахождении ствола непосредственно у кровли пласта. Увеличение степени вскрытия
ствола (длины горизонтального ствола) позволяет свести к минимуму возможность
обводнения скважины подошвенной водой. Так например, при h2=30 м, Lгор=600 м, предельный безводный дебит
нефтяной скважины определенный по методу Giger F.M. оказался Qпб=287 м3/сут, а при h2=20 м, дебит скважины снижается до Qпб=128 м3/сут. Увеличение
длины ствола на 200 и 400 м приводит к росту Qпб до 25% и 50% по сравнению с дебитом при длине ствола Lгор=200 м
Список используемой литературы
1. Алиев З.С, Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определение
производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими
пластов. «Нефть и газ», 2001, 167с.
. ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть» Уточнённая технологическая схема
разработки Кравцовского (Д-6) нефтяного месторождения на шельфе Балтийского
моря 2004 г.
. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции
горизонтальных и многостволно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных
месторождений. М.: Изд. Техника, 2001.-191с.
. Хусейн Д.А. Разработка технологий по освоению нефтегазовых
месторождений Эль-нор и Эль-форат на севере Ирака с применением горизонтальных
скважин. 2005г.
. Алиев З.С, Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных
скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. 204с.
. Голов Л.В. Сравнение эффективности эксплуатации горизонтальной и
вертикальной скважин. // Геология, геофизика и разработка нефтяных
месторождений. Nо. 7.1995.
7. Гругулецкии В.Г. Основные допущения и точности формул для расчета
дебита горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 1992- Nо.12.с.5-6.
8. Буслаев В.Ф. Технико-технологические решения по строительству
горизонтальной и разветвленных скважин. // Нефтяное хозяйство, 1992 Nо. 10,
с.8-10.