Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
Рис. 4.2. Схемы размещения верти
кальных и горизонтальных скважин:
1 - горизонтальная добывающая сква
жина; 2 - вертикальная нагнетатель
ная скважина
Рис. 4.3. Схемы размещения горизон
тальных скважин:
1 - горизонтальная добывающая сква
жина; 2 - горизонтальная нагнета
тельная скважина
вдвое сокращено число нагнетательны х вертикальны х сква
жин. Н а рис. 4.2, d площ адная добываю щ ая горизон тальная
скважина заменяет полторы добываю щие скваж ины .
Н а рис. 4.3 изображ ены схемы размещ ения горизонтальны х
скважин: однорядная горизонтальная скваж ина заменяет одну
вертикальную скваж ину (рис. 4.3, а) и однорядная горизон
тальная скваж ина заменяет две вертикальны е скважины (рис.
4.3, b), площ адь на скваж ину увеличена вдвое.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЩЕГО ДЕБИТА СКВАЖИН
В ерт икальны е скваж ины
М ногорядное располож ение добы ваю щ их скваж ин
Рассматриваем больш ую нефтяную площадь, которая р а зр е
заю щ ими нагнетательны м и рядами разрезан а на ш ирокие по
лосы. Выделяем одну из полос. В пределах этой полосы между
двумя п араллельны м и разрезаю щ им и нагнетательными рядами
204
находится несколько параллельн ы х добы ваю щ их рядов. Будем
рассматривать 5-рядную полосу с 5-ю добываю щ ими рядами.
Будем применять предлож енную Ю .П . Борисовым расчетную
схему эквивалентны х фильтраци онн ы х сопротивлений с вы
делением внутренних ф ильтрационн ы х сопротивлений рядов
скважин и внеш них ф ильтрационны х сопротивлений полос
неф тяны х пластов, располож енн ы х перед рядами скважин до
предыдущ их рядов; 5-рядная полоса с симметричны м располо
жением рядов скваж ин содерж ит два 1-х ряда, два 2-х ряда и
один 3-й ряд. Ф ормулу дебита запишем для одной симм етрич
ной половины 5-рядной полосы, которая содерж ит половину
разрезаю щ его нагнетательного ряда (потому что нагнетател ь
ный ряд работает на две стороны, а мы рассматриваем одну
сторону), один 1-й добывающ ий ряд (ном ера добываю щ их ря
дов по порядку по мере удаления от нагнетательного ряда),
один 2-й добывающ ий ряд и половину 3-го ряда, который рабо
тает на две симметричны е половины полосы, н азывается стя
гивающ им и, когда будут вы клю чены из работы 1-е и 2 -е ряды,
будет стягивать с двух сторон ф ронты вы тесняю щ ей воды.
Ф орм улу запишем для случая, когда у всех нагнетательны х
скваж ин одинаковое забойное давление Р сн и у всех добываю
щ их скважин одинаковое забойное давление Р сэ:
qO _
___________________
Рсн — Рсэ
___________________
2 '
(2-Юн + Q1 + ®ij — Wi--
(Ю2 + Q3 + 2- Ю3)
где q 0 - общ ий дебит всей рассматриваемой 5-рядной по
лосы нефтяной площ ади; Р сн и Р сэ - забойные давления нагне
тательных и добываю щ их скважин; ш н - внутреннее ф и л ьтр а
ционное сопротивление разрезаю щ его нагнетательного ряда
J
___
и
___
L . in
н
пн k ■ h 2л 2л- rc
Q 1 - внеш нее ф ильтрационное сопротивление полосы между
нагнетательны м и 1-м добывающим рядами; W1 - внутреннее
фильтрационное сопротивление 1-го добываю щ его ряда,
1 и 1 ^ In 2°1 •
k - h 2о1 - п ’ n1 k - h 2п 2л- rc ’
Q 2 - внеш нее ф ильтрационное сопротивление полосы между
1-м и 2-м добываю щ ими рядами; ш 2 - внутреннее ф ильтрац и
онное сопротивление 2 -го добываю щ его ряда,
ш
2
205
Q2 = J L - L ^ ; ш , = _L ■ J L - L ■ l^ 2°2
k ■ h 2a2 ■ n2 n2 k ■ h 2n 2n ■ rc
Q 3 - внеш нее ф ильтраци онное сопротивление полосы между
2-м и 3-м добываю щ ими рядами; ш 3 - внутреннее ф ил ьтр ац и
онное сопротивление 3-го добываю щ его ряда,
и L3 1 и 1 I 2а 3
Q 3
-
---
-------
3—; ш 3
-
--------
-
-------
■ In
------—;
k ■ h 2а3 ■ n3 n3 k ■ h 2л 2п ■ rc
- гидропроводность неф тяны х пластов; пн, n 1, n2, n 3 -
и
числа скваж ин соответственно в нагнетательном, 1-м, 2-м и 3-м
добываю щ их рядах; 2 а н, 2а 1, 2а 2, 2а 3 - расстояние между со
седними скважинами соответственно в нагнетательном, 1-м, 2-м
и 3-м добываю щ их рядах; L 1, L 2, L 3 - ш ирина полосы соответ
ственно между нагнетательны м и 1-м добывающим рядами,
между 1-м и 2-м добывающ ими рядами, между 2-м и 3-м добы
вающими рядами; гс - радиус скважины.
Д ля иллю страции этой формулы приведем числовой пример.
Пусть гидропроводность неф тяны х пластов равн а = 1,
U
и разность забойных давлений нагнетательны х и добывающих
скваж ин равна Р сн - Р сэ = 100; сетка разм ещ ения скваж ин рав
номерная квадратная: 2 ан = 2 а1 = 2 а2 = 2 а3 = 400 м и L 1 = L 2 =
= L 3 = 400 м, удельная площ адь на скваж ину ,S1 = 2а ■ L = 400 х
х 400 = 160 000 м2 = 16 га. П ри общем числе скваж ин n 0= — +
+n1+ n 2+ n 3+ n 2+ n 1+ — = 100 + 100 + 100 + 100 + 100 + 100 + 100 = 600 и
I 2 3 2 I 2 2 2
ра-диусе скваж ины гс = 0,1 м получается
1 1 400 1
шн
-
------
1 ■ — In
---------
--
------
1,0275 = 0,01027 ^ 0,01,
100 2п 2л ■ 0,1 100
аналогично ш 1 = 0,01, ш 2 = 0,01, ш 3 = 0,01; Q 1 = 1 400
400 ■ 1 00
0,01; аналогично Q2 = 0,01; Q3 = 0,01;
q0 _ 100
2 (2^ 0,01 + 0,01+ 0,01) - 0,01--------------------------0 0
2750;
(0,01+0,01+0,01) - 001 001
(0,01 + 0,01+ 2^ 0,01)
q 0 = 5500.
206
А если исклю чить 3-й добывающ ий ряд (п ри н ять W3 = « ) и от
5-рядной полосы перейти к 4-рядной полосе, то будет
qO =
-------------------------
100
-------------------------
= 27 27,27; q0 = 5454,5.
2 001 0 ’
(2-0,01+ 0,01 + 0,01) — 0,01
----------
■
-----------
(0,01 + 0,01+ 0,01)
Видно, что общее число скважин уменьш ается в -600 = 1,2 раза,
а общ ий дебит ум еньш ается в 5~4~5 °0 5 = 1,0083 раза. Исклю чим
один из 2-х добываю щ их рядов и от 4-рядной полосы перейдем
к 3-рядной полосе
-q^ = ---------------------------—
--------------------------
= 2666,67; q0 = 5333,33.
2 0 01 0 ’
(2-0,01 + 0,01 + 0,01) — 0,01- ’
(0,01+ 0,01 + 2-0,01)
Видно, что общее число скважин уменьш ается в ■600 = 1,5 раза,
а общий дебит уменьшается в 533j3>0j3 = 1,0113 раза. Исклю чим
2-й добываю щ ий ряд (примем ш 2 = « ) и от 3-рядной полосы
перейдем к 2-рядной полосе
щ =
----------
100
----------
= 25 00; q = 5000.
2 (2-0,01+ 0,01+ 0,01) ^ 0
Видно, что общ ее число скваж ин уменьш ается в -600 = 2 раза, а
общий дебит уменьш ается в ■5500 = 1,1 раза. Н аконец, исключим
один из 1-х добываю щ их рядов и от 2-рядной полосы перейдем
к 1-рядной полосе
q0 =
-----------
100
-----------
= 2000; q = 4000.
2 (2-0,01 + Q01 + 2-0,01) ^0
Видно, что общее число скважин уменьшается в -600 = 3 р а
за, а общ ий дебит уменьш ается в 5500 = 1,375 раза, следова-
4000
тельно, удельны й дебит на скважину увеличивается в
1375 = 2,1818 г 2,2 раза.
Таким образом, при прочих равных условиях переход от
3-рядной полосы к 5-рядной практически не увеличивает общий
207
дебит (увеличивает в 1,0313 раза, но при этом еще не учтено
отрицательное влияние зональной неоднородности пластов),
одновременно уменьш ает дебит на пробуренную скваж ину
(вместе берем добываю щ ие и нагнетательн ы е) в 1,4545 раза.
Н апротив, переход от 3-рядной полосы к 1-рядной полосе
уменьшает общ ий дебит в 1,3333 раза и увеличивает дебит на
пробуренную скваж ину в 1,5 раза.
Получается так, что увеличение числа добываю щ их рядов в
полосе между двумя разрезаю щ им и нагнетательны м и рядами с
3 до 5 и далее практически не увеличивает общ ий дебит, но
резко сниж ает дебит на пробуренную скваж ину. Это обстоя
тельство объясняет ф актическое довольно больш ое прим енение
3-рядных полос на разрабаты ваемы х неф тяны х месторож дени
ях. П реим ущ ество 3-рядной полосы перед 2-рядной полосой в
том, что имеется центральны й стягиваю щ ий добывающий ряд;
но общ ий дебит 3-рядной полосы больше дебита 2-рядной поло
сы всего в 1,0666 раза, тогда как общее число скважин больш е
в 1,3333 раза, а число добы ваю щ их скваж ин больше в 1,5 раза,
и дополнительны й дебит на дополнительную скваж ину меньш е
0,3333 с
в —
------
= 5 раз, а дополнительны й дебит на дополнительную
0,0666
добывающую скваж ину меньше в —0^ = 7,5 раза. Поэтому в
0,0666
расчетах было принято приближ енное правило, что добываю
щие скважины , располож енны е относительно нагнетательны х
скваж ин на 2 -й и последую щ их орбитах, не влияю т на общую
добычу нефти.
Тот ф акт, что переход от 3-рядны х полос к 1-рядным уве
личивает дебит на пробуренную скваж ину в 1,5 раза, а на вво
димых в разработку неф тян ы х м есторож дениях такой п ере
ход почти никогда не делаю т и обычно применяю т 3-ряд
ные, 5-рядные и даж е 7-рядные полосы, говорит о резер ви
ровании значительной части потенциально возможной про
изводительности н еф тяны х пластов. В каких-то ситуациях
такое резервирование производительности бы вает целесооб
разно, в других ситуациях - нет; особенно, если неф тяны е
пласты обладаю т пониж енной, низкой и ультрани зкой продук
тивностью.
Отметим, что возможны иные пути резервировани я п роиз
водительности неф тян ы х пластов, наприм ер повыш ением за
бойного давления добываю щ их скваж ин и понижением забой
ного давления нагнетательных скважин относительно потенци
ально возм ож ны х уровней. Другой пример резервирования: по
208
многорядным полосам осущ ествляют вы равнивание средних
дебитов добываю щ их скваж ин всех рядов за счет повыш ения
забойного давления добываю щ их скважин первых рядов.
Н аверное, было бы правильно всякое резервировани е избы
точной производительности неф тяны х пластов тратить на бла
гую цель повыш ения неф теотдачи - осущ ествлять многочис
ленные разнообразны е гидродинам ические исследования сква
жин, проводить циклическую и знакоперем енную закачку воды
и многое другое.
Горизонт альны е скваж ины
О днорядное располож ение добы ваю щ их скваж ин
Вопрос: в чем принципиальное отличие определения общего
дебита неф тяной площ ади при применении горизонтальны х
скваж ин по сравнению с прим енением вертикальны х сква
ж ин?
Ответ: в определении внутренних ф ильтрационны х сопро
тивлений рядов скваж ин в соответствии с расчетной схемой
эквивалентны х ф ильтрационны х сопротивлений Ю .П . Бори
сова.
Так, при прим енении вертикальны х скважин внутреннее
фильтрационное сопротивление ряда определяется по следу
ющ ей формуле:
а при прим енении гори зонтальны х скваж ин - по следую щ ей
формуле:
в этих формулах: п - число скважин рассматриваемого ряда;
толщ ина этого пласта; 2о - расстояние между соседними
скваж инами ряда; гс - радиус скваж ины; I - горизонтальная
длина горизонтальной скваж ины в пределах неф тяного пласта.
Обычно у неф тян ы х пластов определяю т две толщ ины: об
щую и эф фективную ; причем общ ая бы вает зам етно или зн а
чительно больш е эфф ективной, поскольку общая, кроме э ф
:— - гидропроводность нефтяного пласта; h - эф ф ективн ая
и
209
фективной, вклю чает в себя неэф ф ективную толщ ину. Обычно
неф тяны е пласты состоят из нескольких или многих прони ц а
емых неф тяны х слоев (это - эф ф ективн ая толщ ина) и и х
разделяю щ и х непроницаем ы х прослоев (это - неэф ф ективн ая
толщ ина). Бывает, что толщ ина разделяю щ и х прослоев
(неэф ф екти вная толщ ина) в два-три раза превосходит толщ и
ну проницаемы х слоев (эф ф ективн ую толщ ину). Так, н апри
мер, по X III и X IV горизонтам - основным неф тяным пластам
известного очень крупного неф тяного месторождения У зень.
Обозначим число проницаемы х неф тян ы х слоев у рассм ат
риваемого нефтяного пласта через псл, общ ую толщину неф тя
ного пласта через ha6, эф фективную толщину неф тяного пл ас
та h, эф ф ективн ую толщ ину отдельного слоя пласта —— , об-
псл
щую горизонтальную длину горизонтальной скваж ины в пре
делах нефтяного пласта 1г, горизонтальную длину горизон
тальной скваж ины в пределах отдельного неф тяного слоя
l = I ■ А ■ - L .
h об п сл
С учетом всего этого при многослойном неф тяном пласте
внутреннее фильтраци онное сопротивление ряда гори зонталь
ны х скважин имеет вид
= 1 _L_ - L I l n 2 r h°6 ^" сд + -In h
n k ■ h 2п I L ■ h Ir псл ■ 2л ■
где n - число горизонтальны х скваж ин в рассматриваем ом ря
ду (или рассм атриваемы х рядах); псл - число слоев нефтяного
пласта; - гидропроводность; ha6 и h — общая и эф ф ектив-
U
ная толщ ины этого неф тяного пласта; гс - радиус скважины .
П ри этом ф орм ула общего дебита нефтяной площ ади с че
редованием парал лельн ы х линейны х нагнетательны х и добы
ваю щ их рядов верти кальны х скважин будет
1 и 1 . 2о н 1 и L 1 и 1 , 2о
• г ■ — ■ In
-----— + — ■^— ■
-------
+ — ■^— ■ — ■ In-
пн k ■ h 2л 2п ■ rc 2 k ■ h 2о ■ п п k ■ h 2л 2п ■ rc
210
где nH - число нагнетательны х скваж ин; п - число добываю
щ их скваж ин; 2о н - расстояние между соседними скваж инами
в нагнетательном ряду; 2о - расстояние между соседними
скваж инами в добывающ ем ряду; L - расстояние между нагне
тательными и добываю щ ими рядами.
Ф орм ула общего дебита неф тяной площ ади с чередованием
парал лельны х линейны х рядов нагнетательны х и добываю щ их
горизонтальны х скваж ин имеет вид
P - P
п — сн J сэ _
_1 -_Л_- [1п 2он- hG6 - псл.
пн k - h 2 л * L - h
-In—
Lr пс
- 2л£
h
1 u L 1 и 1 {. 2о-h -псл h . h ^
+
----
-
----------+
-----
-
-------
j In
-------
———+ —^ -In
----------
1
2 k - h 2о- п п k - h 2л j L1. - h 1г п сл- 2nrc)
Ф орм ула общего дебита неф тяной площ ади с чередованием
парал лельн ы х линейны х рядов нагнетательны х вертикальны х
скваж ин и добываю щ их горизонтальны х скваж ин
q =
-----
o 1
P - P
1 и 1 in 2он + 1 и L + 1 и 1 .
пн k-h 2л 2л-r 2 k-h 2о-п п k-h 2л
По приведенным формулам сделаем расчеты.
k - h
Пусть гидропроводность пласта равна
-----
= 1, а эф ф ек-
и
тивная общая и толщ ины этого пласта равны h = 10 м и h ^ =
= 20 м. Радиус скваж ины равен гс = 0,1 м. Разность забойны х
211
давлений нагнетательны х и добывающ их скваж ин Р сн - Р сэ =
= 100. С етка скважин равномерная квадратная 2он = 2о = L =
= 400 м. Общ ее число нагнетательны х скваж ин пн = 100 и об
щее число добываю щ их скважин п = 100. О бщ ая гори зонталь
ная дл ина горизонтальной скваж ины 1г = 200 м. А число про
ницаем ы х неф тяны х слоев может быть псл: 2, 4 или 8 .
С начала определим общий дебит нефтяной площади для ва
рианта вертикальны х скваж ин.
Ф ильтраци он ны е сопротивления
ю = — ■ ■ — ■ In - 20 L- = ^ ■ 1 ^ ■ ln ^ ° ^ _ = — ■1,0275 ^ 0,01;
н пн k ■ h 2л 2п ■ rc 100 2л 2л ■ 0,1 100
ю = 0,01; Q = -^
------
— = 1 400 = 0,01.
k^h 2о^ п 100^400
Общ ий дебит нефтяной площади
Рсн - Рсэ 100 ,!AAA
q =
----
сн— — =
---------------------
= 4000.
^0 I 0,01 + 0,005 + 0,01
Юн +— *2 + ю
н 2
Теперь определим общий дебит неф тяной площ ади д ля ва
рианта горизонтальны х скважин.
Ф ильтраци он ны е сопротивления
w = _ L _ ^ _ L ) 1п_20н ■h об^ псл + ha6 h ).
■
------
1
-------
■ I In
----
-
---
—
--
— + ^ ^
-----------
I :
пн k^h 2п * I1- h Ir nCд■2л:■ Гс -
н
1 . 1 U 400■20, 20 , 10 20 , ,
=— ■!— ■ I In
---------
+ Inпсл +
-----
^ln
----------------
^lnпсл| :
100 2п * 200■ 10 сл 200 2П 0,1 200 сл-
= — ■— (1,3863 + 0,2767+0,9Tn псл) = 0,002647+0,001432Tn п
100 2п ' сл/
w = 0,002647 + 0,001432■ In п сл; Q = - ^ — = 1 400 = 0,01.
k h 2о^п 100^400
Общ ий дебит нефтяной площади
P - P
п — сн J с э _
ч.
0 1
ю н +— ■ Q + ю
н 2
212
_______________________
100_______________________
' 0,002647 + 0,001432-1ппс, + 0,005 + 0,002647 + 0,001432-1ппс
100
Псл
.............
2 4 8
q0
..............
8144 7010 6154
Как видно, на рассматриваемой неф тяной площ ади при
прочих равны х условиях применение горизонтальны х скважин
вместо вертикальны х скваж ин приводит к увеличению общего
дебита в 1,539+2,036 раза.
А если бы нефтяной пласт был монолитным h = Но6 = 10 м и
псл = 1 , то ф ильтрационны е сопротивления были бы
1
------------
и 1 Л 2он h i h \
ю
-
-------
-
------
-11п— н +— 1п
-------
1 =
н пн k-h 2п + l„ 1г 2л -rc.
1 . 1 L 400 10 , 10 \ ППЛ, , . , Ч
=— -1-— -11п
-----
+
-----
-
In
--------
1 = 0,001323;
100 2п * 200 200 2л-0,1.
ю = 0,001323; Q = 0,01, а общ ий дебит нефтян ой площ ади
был бы
q =
0 1
100 - = 12 663,
0,001323+ 0,005 + 0,001323
что выше, чем по варианту вертикальны х скваж ин
1 2663
3,1658 раза.
4000
А если бы гори зонтальная длина горизонтальной скважины
бы ла бы равна расстоянию меж ду соседними скваж инами в
ряду 1г = 2он = 2о = 400 м, то тогда общий дебит неф тян ой
площ ади был бы
100 ^
q0 =
-------------------------------
= 19 156,
0,00011+ 0,005 + 0,00011
что выше, чем по варианту вертикальны х скважин в
19156 , 7891
-------
= 4,7891 раза.
4000
213
0,010294 + 0,002864- 1ппсл