Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
А если бы горизонтальная длин а горизонтальной скваж ины
бы ла бы втрое больше 1г = 3 -400 = 1200 м, но скваж ин было бы
втрое меньше, то дебит горизонтальной скваж ины дополни
тельно увеличился бы втрое с 19156 = 191,56 до 191,56 -3 =
100
= 574,68.
П ри этом дебит горизонтальной скваж ины стал бы выше
дебита вертикальной скваж ины в 4,7891 -3 = 14,3673 г 14,4 раза.
Таким образом, было показано, когда, в каких условиях де
бит горизонтальной скваж ины бы вает выш е дебита верти каль
ной скваж ины всего в 1,5+2 раза, когда в 3,2+4,8 раза и даже в
14,4 раза. Подчеркнем, что значительное превосходство по де
биту горизонтальны х скважин по сравнению с вертикальны м и
скваж инами наблюдается по монолитным нефтяным пластам.
Теперь вернемся к многослойному нефтяном у пласту с об
щей толщ иной ha6 = 20 м и эффективной толщ иной h = 10 м, к
равномерной квадратной сетке скважин 2он = 2о = L = 400 м
при радиусе скваж ины гс = 0,1 м.
О пределим общ ий дебит нефтяной площ ади для варианта
вертикальны х нагнетательны х скважин и горизонтальны х до
бывающ их скважин с горизонтальной длиной 1г = 200 м:
Рсн - Рсэ 100
Ч<0 = I = 0,01 + 0,005 + 0,002647 + 0,001432-1пп ’
ю„ + — -Q + ю сл
н 2
Псл
.............
2 4 8
q0
..............
5364 5094 4849
Как видно, замена только половины вертикальны х скваж ин
горизонтальными увеличивает общ ий дебит нефтяной площади
в 1,2121+1,3413 раза; оказывается, что уменьш ение прим енения
горизонтальны х скважин в 2 раза приводит к снижению эф-
1 6154 - 4000 0
ф екта от их прим енения в
---------------
= 2,5371 р аза и
4849 - 4000
8144 - 4000 QAQOi
---------------
= 3,0381 раза.
5364 - 4000
Таким образом, получается, что сочетание вертикальны х и
горизонтальны х скважин не увеличивает, а, наоборот, умень
ш ает относительную эф ф ективность горизонтальны х скваж ин.
Д алее рассмотрим другой вариант нефтяной площ ади с дру
гим сочетанием горизонтальны х добываю щ их и верти кальны х
нагнетательны х скваж ин.
Покажем разм ещ ение горизонтальны х и вертикальны х
скваж ин на схеме, изображ енной на рис. 4.4.
214
Рис. 4.4. Схема размещения вертикальных нагнетательных и горизонтальных
добывающих скважин
Эта схема имеет сходство с известной обращ енной 9-точеч
ной схемой площ адного заводнения. Но там все вертикальны е
скваж ины , и в ячейку сетки скваж ин входят четыре четверти и
четыре половины добы ваю щ их скваж ин и одна ц ентрал ьн ая
нагнетательная скважина. А здесь в центре квадратной ячейки
одна вертикальная нагнетательная скважина и по сторонам
квадрата четыре половины горизонтальны х добываю щ их сква
жин.
Общий дебит нефтяной площ ади с сеткой горизонтальны х
и вертикальны х скваж ин определяется по следующей ф ор
муле:
q = no ■ p^ - .
0 ) 1, 2 ’
*1+ - юн+Q+4 +ю
ю = ^ ■ -L ' l n - ^ ; Q = ■ (2о)2 -
н
k-h 2п 2JI-Гс k-h ) 4■ 2а, k 'h 4
J
215
ю = J L - _L-Iln 20-h * -псл + h * -In—
k-h 2п I In-h 1г псл-2п-rc
k - h
При п0 = пн + п = 67 + 133 = 200, Р сн - Р сэ = 100,
-----
= 1, h,
и
= 20 м, h = 10 м, 2о = 400 м, rc = 0,1 м, 1г = 200 м
ю = 1-— -Ь -^ 00-г 1,0; Q = 1-1 = 0,25;
2п 2л-0,1 4
. 1 L 400-20 , 20 , 10 20 , ,
ю =1-
---
-I In
---------
+ In псл +
-----
-In
----------------
-In И | :
2п + 2п-10 сл 200 2л-0,1 200 сл|
0,2206 + 0,0440 + 0,1432 - In пс
об
200 100 20 000
q° 3" 10 + 0,25 + 0,1323 + 0,0716-1ппсл _ 4,1469+ 0,21481ппсл ;
псл
.............
2 4 8
q0
..............
4656 4500 4354
Как видно по этой схеме разм ещ ения вертикальны х нагне
тательны х и горизонтальны х добывающ их скваж ин, по срав
нению с преды дущ ей схемой (чередование линейны х нагнета
тельны х и добываю щ их рядов скваж ин) при всех прочих оди
наковых услови ях происходит уменьш ение общего дебита неф -
4849 5364
тяной площ ади в
------
= 1,1137 раза и в
-------
= 1,1521 раза, хотя
4354 4656
соотнош ение горизонтальны х и вертикальны х скваж ин увели-
100 л 133
чивается в 2 раза с — = 1 до — = 2 .
100 67
Учет р а зл и ч и я подвиж ностей выт есняю щ его агент а
и нефт и в п ласт овы х усло ви ях
Такой учет особенно необходим при заметном и зн ачитель
ном различи и подвиж ностей вытесняю щ его агента (зак а
чиваемой воды) и неф ти в пластовы х условиях и прим енении
вертикальны х нагнетательны х скваж ин, имея в виду колос
сальную сосредоточенность фильтрационного сопротивления в
их призабойны х зонах.
Уж е приведенны е здесь формулы, пока не учитываю щ ие
216
различие подвижностей, вполне применимы на залеж ах и мес
торож дениях маловязкой нефти, где различи я подвиж ностей
нет или оно невелико. Т аких залеж ей и м есторождений до
вольно много в Западной Сибири, но имею тся и в других н еф
тедобываю щ их районах.
Учет разли чия подвижностей состоит в том, что в ф ормуле
общего дебита неф тяной площ ади внутреннее ф ильтраци он н ое
сопротивление нагнетательны х скваж ин ум еньш ается делением
на величину и , - соотнош ения подвиж ностей вытесняю щ его
агента (закачиваем ой воды ) и нефти.
П ри чередовании лин ейны х нагнетательны х и добываю щ их
рядов
P - P
Я0
И, 2
В конкретны х рассмотренны х условиях, когда все скваж и
ны вертикальны е, э та ф орм ула принимает вид
q,=
100
0 0,01
И,
0,005 + 0,01
И,
Я0
1 3 10 30 100
4000 5455 6250 6522 6623
Когда все скваж ины горизонтальны е, э та форм ула при ни
мает вид
?0='
1 00
0,002647 + 0,001432- lnn
а + 0,005 + 0,002647 + 0,001432-lnn
И,
0,002647+0,001432- In псл
.......
Значения q 0 приведены в табл. 4.1.
Таблица 4.1
2 4 8
0,003640 0,004632 0,005625
Псл q0 прё и,
1 3 10 30 100
2 8144 10149 11106 11414 11526
4 7010 8948 9906 10218 10332
8
6154 8000 8939 9249 9362
Когда вертикальны е нагнетательные скважины и горизон
тальны е добываю щ ие скваж ины , ф ормула общ его дебита н еф
тяной площ ади принимает вид
217
n
_
_______________
100_______________
qo _ 0 01 '
- — + 0,005 + 0,002647 + 0,001432- 1ппсл
И,
Значения q 0 для э того случая приведены в табл. 4.2.
Таблица 4.2
Псл
q0 при и,
1 3 10 30 100
2 5364 8352 10373 11144 11442
4 5094 7713 9406 10035 10275
8 4849 7164 8602 9125 9324
П ри размещ ении вертикальны х нагнетательны х и горизон
тальны х добываю щ их скваж ин в виде ячеек, когда в каждой
ячейке центральную вертикальную нагнетательную скваж и ну с
четы рех сторон окруж аю т горизонтальны е добываю щ ие, общий
дебит нефтяной площади определяется по следую щ ей ф ор
муле:
q _ П0 - Рсн - Рсэ .
0 3 юн ю
— + Q + —
И, 2
В конкретны х рассм атриваемых условиях эта форм ула п ри
нимает вид
200 100
0 3 1,0
— + 0,3823+ 0,0716-ln яс.
И
Значения q 0 приведены в табл. 4.3.
Таблица 4.3
Псл
q0 при и,
1 3 10 30 100
2 4656 8712 12533 14329 15085
4 4500 8181 11463 12948 13562
8 4354 7711 10562 11809 12319
Эта схема разм ещ ения вертикальны х нагнетательны х и го
ризонтальны х добываю щ их скважин (соотнош ение горизон
тальны х и вертикальны х, добываю щих и нагн етательны х рав
но m = 2 ) при различии подвиж ностей вы тесняющ его агента и
неф ти равном или больше и, = 3 обеспечивает более высокий
218
общий дебит нефтяной площади, чем схема с чередованием
линейных рядов вертикальны х нагнетательны х и гори зонталь
ны х добывающ их скваж ин (соотнош ение горизонтальны х и
вертикальны х, добываю щ их и нагнетательны х равно m = 1), а
при различии подвижностей, равном или больш е и. = 10, обес
печивает более высокий общ ий дебит, чем схема с чередовани
ем линейны х нагнетательны х и добы ваю щ их рядов горизон
тальны х скваж ин.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
П оказатель неравномерности вы теснения неф ти агентом в
типичную средню ю добываю щ ую скважину обозначается V2.
Этот показатель долж ен охватить действие всех основных и
сущ ественных ф акторов, преж де всего послойную неоднород
ность по проницаемости н еф тяны х пластов, показатель кото
рой обозначается V12; затем неравномерность стягивания
ф ронта вытеснения к рассм атриваемой добывающ ей скваж ине
с разны х сторон от разны х нагнетательны х скважин, которая
зависит от зональной неоднородности н еф тяны х пластов по
продуктивности и удельной продуктивности на единицу э ф
фективной толщины и обозначается V22; затем геометрическую
неравном ерность вытеснения неф ти агентом, наблю даемую в
пределах однородного слоя, которая зависит от схемы взаимно
го располож ения добы вающ их и нагнетательны х скваж ин, от
того, какие эти скваж ины - вертикальны е или горизон таль
ные, и обозначается V32. Кроме того, могут бы ть и другие виды
неравном ерности (неоднородности), наприм ер, влияние на
чального горизонтального полож ения водонефтяного контакта
(В Н К ) в наклонном нефтяном пласте, как будто до начала
разработки неф тяного пласта произош ло внедрение клина за
воднения.
Вопрос дополнительного учета этого и возмож ны х других
факторов является сугубо количественным: да, их следует учи
тывать, если и з-за них происходит заметное увеличение общей
неравномерности вы теснения неф ти.
Результирую щ ий показатель неравномерности вытеснения
определяется по следующ ей формуле:
(1 + V 2) = (1 + V12) - (1 + V22) - (1 + V32).
Труднее всего устанавливается первая компонента V12 -
219
показат ель послойной неоднородност и по проницаем ост и
эксп луа т ируем ы х неф т яны х пласт ов, потому что это - пока
затель малоизвестного внутреннего строения пластов, и по-
настоящему его можно определить лиш ь после обводнения
представи тельной группы вертикальны х добываю щ их скважин
на рассматриваемой нефтяной площ ади; еще можно опреде
лить по аналогии по фактическому обводнению добы ваю щ их
скваж ин на других сходны х по геологическому строению н еф
тяных площ адях, при этом можно осущ ествлять корректировку
определяемой послойной неоднородности с учетом различи я
толщ ин и числа обособленных неф тян ы х слоев у н еф тяны х
пластов. О бычно показатель послойной неоднородности бывает
в пределах от V12 = 0,333 до V12 = 0,667.
В т ор ая компонента V22 - неравном ерност ь ст яги вани я
ф ронт а вы т еснен ия с р а зн ы х сторон от ра зн ы х нагнет а
т ельны х скваж ин - устанавливается с учетом Va2 - зональной
неоднородности неф тян ы х пластов по продуктивности
(удельной продуктивности), наблюдаемой по скваж инам, и пн -
числа воздействую щ их нагнетательны х скваж ин по следующ ей
формуле:
2
1 + VL=.!+v K
2 2
V
1 + S -
пн
которая применима при обычных вертикальных скважинах и
2о - расстоянии между соседними скваж инами, примерно рав
ном или больш е d - ш ага хаотической изменяемости, который,
судя по определениям по пластам многих неф тяны х м есторож
дений, бывает в пределах от 300 м до 500 м.
Н априм ер, при прим енении вертикальны х скваж ин при и з
вестной 5-точечной схеме, когда у всех добывающ их скваж ин
стягивание ф ронта вы теснения происходит с четы рех сторон
от четырех разны х нагнетательны х скваж ин, при зональной
неоднородности нефтяны х пластов по продуктивности V 2 = 1
неравном ерность стягивания ф ронта вытеснения получается
равной
2
1 + V22 = !+v L. = ! l ! = 1,6; V22 = 0,6.
2 тл2 1 2
1+ v L !+4
220
П ри такой же зональной неоднородности неф тяны х пластов
по продуктивности V 2 _1 при линейном заводнении с чередо
ванием линейны х нагнетательны х и добывающ их рядов у всех
добы ваю щ их скваж ин стягивание ф ронта вы теснения происхо
дит с двух сторон и поэтому неравном ерность стягивания
ф ронта вы теснения равна
О братим внимание, что известную 5-точечную схему пло
щадного заводнения тоже м ожно представить себе в виде л и
нейного заводнения с чередованием нагнетательны х и добыва
ющих рядов, если ряды проводить не по сторонам, а по диаго
налям квадратной сетки. Но при э том расстояние между ряда
ми будет вдвое меньше, чем между скважинами в р ядах (м ежду
соседними скваж инами добывающего (или нагнетательного)
ними добываю щими и нагнетательны м и рядами расстояние
ние ф рон та вытеснения будет с четырех сторон, и неравно
мерность стягивания ф ронта вытеснения будет значительно
выше! Это мы отметили с явным умыслом, ведь нередко при
одинаковых расстояниях меж ду линейны м и рядам и и между
скваж инами в рядах L = 2о ряды смещаю т на величину о -
половины расстояния меж ду скважинами, при этом ломается
равномерная квадратная сетка разм ещ ения скважин; делается
это с благой целью уменьш ения неравномерности вы теснения
нефти, но при э том увеличивается число сторон подхода
ф ронта вытеснения и в силу зональной неоднородности п л ас
тов увеличивается неравномерность вытеснения. О казывается,
то, что хорош о в условиях зонально однородного пласта, в ус
ловиях зонально неоднородного может быть нехорошо!
При применении горизонтальных скважин с не очень
большой горизонтальной длиной /г, когда каж дая гори зонталь
ная заменяет одну вертикальную скваж ину, расчет величины
V22 - неравном ерности стягивания фронтов вытеснения мож ет
быть преж ним.
Поясним на числовом примере.
— _ 1,333; V 2 _ 0,333.
1 2
ряд а расстояние будет а между сосед-
добываю щ их скваж ин стягива
2
221
Н а неф тяной площади - чередование линейны х нагнета
тельных и добываю щ их рядов, состоящ их только из горизон
тальны х скваж ин. Расстояния меж ду рядами и между скважи
нами в рядах одинаковы и равны L = 2о = 400 м, гори зонталь
ная д лина у горизонтальны х скважин равна 1г = 200 м. Подход
ф ронта вытеснения происходит с двух сторон, и неравномер
ность этого подхода при зональной неоднородности V 2 = 1
равна
1+V2
1 + V22 = L l v - = 1,333; V22 = 0,333.
2 V2 2
1+ vL-
2
Но если каж дая горизонтальная скваж и на заменяет две и
более вертикальны х скважин (зам еняет V вертикальны х сква
ж и н) и обслуж ивает участок ряда длиной V • 2о, то стягивание
ф ронта вытеснения происходит с двух сторон, но не через две
различны е зоны, а через четыре и более, и соответственно
увеличивается неравномерность стягивания фрон та вытеснения
2
1+ v l = J l v - ; v 22= v 2 2 V-1
2 ’ 2 ’ з э •
V2 2-V + Vi
1+
2-V
Значения V22 при применении горизонтальной скважины
вместо V вертикальны х скваж ин приведены в табл. 4.4.
Таблица 4.4
V2
у з
V22 при V
1 2 3
0,5 0,200 0,333 0,385
1,0 0,333 0,600 0,714
1,5 0,429 0,818 1,000
Также будем определять, когда добывающ ие скваж ины гори
зонтальны е, а нагнетательны е скважины вертикальны е.
Т рет ья компонент а V32 - геом ет рическая нера вн ом ер
ност ь вы т еснения неф т и агент ом, которая учиты вает схему
взаимного располож ения добывающ их и нагнетательны х сква
жин, их вид - вертикальные они или горизонтальны е - и, ес
ли горизонтальны е, то слоистость пластов, наличие прони цае
мы х слоев и разделяю щ их непроницаемы х прослоев.
222
Эта неравномерность (неоднородность) харак теризует сово
купность трубок тока различны х по производительности, но
одинаковы х по объему, расположенны х в пределах однородного
слоя и связы ваю щ их рассм атриваемую добывающую скваж ину
с теми (с одной или нескольким и) нагнетательным и, которые
обеспечиваю т ее закачкой вытесняю щ его агента. Эта неравно
мерность (неоднородность) рассчитывается по следующ ей
формуле:
V 2 _ 2 (М - 1)2
3 3 м ’
где M = L max/ L min - соотношение длин самой длинной
(н ейтральн ой) линии тока и самой короткой (главной ) линии
тока, соединяю щих добываю щ ую скважину с нагнетательной.
Эта эмпирическая ф орм ула бы ла подобрана по результатам
моделирования многих различны х схем располож ения добыва
ющ их и нагнетательны х скважин на электроинтеграторе с
э лектропроводной бумагой. Надо сказать, что э тот путь иссл е
дования неоднородности совокупности трубок тока оказался
очень э фф ективны м , достаточно быстрым и довольно точным.
И спользовался метод обращ ения потенциальны х линий в л и
нии тока. Н а черной бумаге белым карандаш ом отмечали линии
равны х потенциалов и определяли площади м ежду этими ли
ниями. После обращения линий потенциалов в линии тока по
лучались трубки тока равной производительности, но разл и ч
ной площ ади (различного объема), и оставалось такую неодно
родность перевести в неоднородность трубок тока различной
производительности, но одинаковой площади (одинакового
объема).
Чтобы проиллю стрировать определение геометрической н е
равномерности, сделаем расчеты по приведенной ф ормуле для
различн ы х известны х схем размещ ения вертикальны х добы
ваю щ их и нагнетающ их скважин.
Начнем с равномерной квадратной сетки скважин.
Будем рассм атривать чередование линейны х нагнетатель
ны х и добывающ их рядов. Выделим отдельный э лемент, со
держ ащ ий половину нагнетательной и добывающ ей скважин.
Д лина самой короткой линии тока, идущей от нагнетательной
к добываю щ ей, равна 2о, а самой длинной равна о + 2о + о =
= 2 • 2о. Соотношение длин самой длинной и самой короткой
й M 2 • 2о „
линий тока равно M _
-------
_ 2, и геом етрическая неравномер-
2о
ность вытеснения нефти равна
223