Особенности применения горизонтальных скважин при разработке Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения
Особенности применения
горизонтальных скважин при разработке Талаканского нефтегазоконденсатного
месторождения
месторождение скважина
нефтегазоконденсатный анизотропный
В настоящее время в зарубежных
странах все большее распространение получает разбуривание месторождений
горизонтальными скважинами.
При использовании горизонтальных
скважин кроме экономических показателей разработки месторождений улучшаются и
технологические параметры эксплуатации. Горизонтальные скважины являются
практически безальтернативными при освоении маломощных, низкопроницаемых и
низкопродуктивных нефтяных и газовых залежей, разработка которых вертикальными
скважинами в настоящее время нерентабельна.
В процессе реализации проекта
опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) доказана высокая эффективность
применения горизонтальных скважин (ГС) в условиях Талаканского ГНМ, отвечающую
современным технологическим требованиям [1].
В данной работе проведено
исследование стационарного притока к одиночной скважине в анизотропном пласте.
Расчеты проводились по приближенным формулам S. Joshi и Ю.П. Борисова [2], с
учетом общепринятых положений подземной гидромеханики:
, (1)
, (2)
Здесь используются
следующие обозначения:
μн
- коэффициент вязкости нефти;
кгор -
проницаемость горизонтальная мкм2;
b
- объемный коэффициент нефти;
L
- длина горизонтальной части ствола;
h
- толщина пласта;
∆p - перепад давления в пласте;
Rк
- радиус контура питания;
Rс
- радиус скважины;
β - параметр
анизотропии, определяемой по формуле
.
При кгор=квер
из уравнения (2) следует формула для горизонтальной скважины изотропном пласте:
, (3)
Таблица 1. Исходные
параметры пласта для расчета
|
Показатели
|
Залежь I
|
Залежь II
|
Залежь III
|
|
Вязкость нефти, МПа*с
|
3,59
|
2,89
|
3,47
|
|
Объемный коэффициент нефти
|
1,152
|
1,151
|
1,165
|
|
Депрессия, МПа
|
0,63
|
0,28
|
0,82
|
|
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м
|
22,3
|
25,8
|
20,4
|
|
Горизонтальная проницаемость, 10-3мкм2
|
224
|
85
|
116
|
|
Вертикальная проницаемость, 10-3мкм2
|
22,4
|
8,5
|
11,6
|
|
44,8
|
17
|
23,2
|
|
67,2
|
25,5
|
34,8
|
|
89,6
|
34
|
46,4
|
|
112
|
42,5
|
58
|
|
134,4
|
51
|
69,6
|
|
Радиус контура питания, м
|
500
|
500
|
500
|
0,1
|
0,1
|
0,1
|
|
Длина горизонтальной части ствола, м
|
100
|
100
|
100
|
|
150
|
150
|
150
|
|
200
|
200
|
200
|
|
250
|
250
|
250
|
|
300
|
300
|
300
|
|
350
|
350
|
350
|
Примечание: значения вертикальной
проницаемости принимаются условно, как 10, 20, 30, 40, 50, 60% от величины
горизонтальной проницаемости пласта.
Исходя из результатов расчета по
формуле S. Joshi, были получены зависимости дебита нефти от длины горизонтального
ствола при различных значениях вертикальной проницаемости для залежей I, II, III Центрального блока
Талаканского месторождения.
Анализ показывает, что при
увеличении значения вертикальной проницаемости дебит скважины повышается при
любой длине горизонтального ствола, но характер увеличения резко изменяется при
длинах ствола от 250 м до 350 м (на 52-94%). Тогда как при 100-200 м величина
дебита скважины повышается на 36,3-40,5%. Такая закономерность наблюдается на
всех трех залежах разный, если на залежи I от 40-500 м3/сут, то на
залежи II от 10-110 м3/сут. Разброс значений прямо связан с
различными значениями основных показателей продуктивного пласта, таких как
горизонтальная проницаемость, толщина и др.
Влияние толщины пласта на
продуктивность горизонтальной скважины достаточно значительно. Для данной длины
горизонтальной скважины отношение L/h, представляющее собой элементарное приращение площади контакта
скважины, для пласта меньшей толщины намного больше, чем для пласта большей
толщины. Объясняется это более интенсивным повышением коэффициента
продуктивности вертикальной скважины по сравнению с горизонтальной.
При расчете по формуле (2)
наблюдается такая же картина, однако изменение дебита скважины отличается более
равномерным характером, т.е. при увеличении длины горизонтального участка
скважин от 100-350 м дебит скважины повышается от начального значения на 40-50
м3/сут (25-30%).
Следовательно, интервал изменения
дебитов скважин по формуле Борисова меньше, чем по формуле Joshi. Если на залежи I по Joshi он составляет от 40 до
500 м3/сут, то по Борисову от 65 до 200 м3/сут. Такая
закономерность проявляется и на двух остальных залежах Центрального блока
Талаканского месторождения. Однако величина начального дебита скважины при
различных длинах горизонтального участка ствола скважины и значениях
вертикальной проницаемости по Борисову выше, чем у Joshi.
Сравнивая фактически показатели
дебита нефти по горизонтальным скважинам на Талаканском ГНМ, когда
среднесуточный дебит по всем скважинам составил около 140 м3/сут и
длина горизонтального участка ствола скважин в среднем составляет 210 м, то
судя по кривым полученным по формуле Joshi квер составляет 30% от кгор.