Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений

Подождите немного. Документ загружается.

v 2 = 2 (M - 1)2 = 2 (2 - 1)2 = 1

3 3 M 3 2 3.

У элемента известной 5-точечной схемы площадного завод

нения, содерж ащ его четверть нагнетательной и четверть добы

вающей скваж ин, длин а самой короткой линии тока р авн а

2о,

а самой длинной равна ■\/(2о ) 2 + (2о ) 2 = VL • 2о, соотнош ение

длин самой длинной и самой короткой линий равно M = V L.

П ри этом геометрическая неравномерность вытеснения неф ти

равна

V32 = 2 - (м - 1)2 = ^ - ~1)2 = 0,081.

3 3 м 3 VL

У элемента известной обращ енной 7-точечной схемы п ло

щадного заводнения, содерж ащ его шестую часть нагнетатель

ной и треть добываю щ ей скваж ин, длина самой короткой

линии тока равна 2о и самой длинной линии тока

(2о)

2 - о 2 + о = 2о • [V1 - 0,25 + 0,5. = 2о -1,366, соотнош ение длин

самой длинной и самой короткой равно M — 1,366. При этом

геометрическая неравномерность вытеснения нефти равна

v_,= 2-W -»2 = 2. а з « -Q 2 = 0065.

з 3 M 3 1,366

Отметим, что обращ енная 7-точечная схем а площадного за 

воднения сущ ествует при равномерной треугольной сетке

скваж ин, что соотнош ение добываю щ их и н агнетательны х

скваж ин равно

m = 2, что все добываю щ ие скваж ины являю тся

стягивающ ими, и к каж дой стягивание ф ронта вытеснения

происходит с трех сторон от трех разны х н агнетательн ы х

скваж ин, пн = 3.

В зависимости от V 2 - зональной неоднородности н еф тя

ны х пластов по продуктивности комплекс + 1 + V22j • ^1 + V32j п ри

нимает разны е численны е значения (табл. 4.5).

У известной обращ енной 9-точечной схемы площадного за 

воднения имеется два сорта скважин: первы е - более близкие

к нагнетательны м; вторы е - более далекие.

У первых добывающ их скваж ин соотношение длин самой

длинной и самой короткой линий тока равно

224

Таблица 4.5

Значения комплекса | 1 + , -11 +

Характеристика схемы заводнения

Vi2

0,5

1,0 1,5

2,0

Равномерная квадратная сетка скважин.

Чередование линейных нагнетательных

и добывающих рядов;

m = 1, пн = 2

Равномерная квадратная сетка скважин.

5-точечная схема площадного заводнения;

m =

1, пн = 4

Равномерная квадратная сетка скважин.

Обращенная 7-точечная схема площадного

заводнения; m = 2, пн = 3

1,600

1,441

1,369

1,777

1,730

1,598

1,904

1,965

1,775

2,000

2,162

1,917

M _ V(2о)2 + О2 + О V4 + 1 + 1 _ 1 618

2о 2 ’ ’

у вторы х добываю щ их скваж ин соответственно равно

M _ -\/(2о)2 + О2 + О V4 + ^ 1 _ 11 44

2д/(2о)2 + (2о)2 V4+1

Геометрическая неравномерность вытеснения нефти у пер 

вых добываю щ их скважин

V32 _ 1 (М -1)2 _ 1 (1618-1)2 _ 0,157,

3 3 M 3 1,618

соответственно у вторых добываю щих скваж ин

V 2 _ _ 2 (1144-1)2 _ 0012.

3 3 M 3 1,144

У первых добываю щ их скважин стягивание ф ронта вы тес

нения с двух сторон, поэ тому комплекс 11 + V22111 + V32

1,144

1+V32

1+ VL-

у вторы х добываю щ их скваж ин стягивание ф рон та вы теснения

с четы рех сторон, поэтому комплекс * I + V22j+1 + V32

225

1,012

1+vl

П ервы е и вторы е добывающ ие скваж ины эксплуатирую т

примерно одинаковые запасы , поэтому можно брать средню ю

величину

1+V22j(1+ V32I= 2

2 2

1,144 • + 1,01^^^з-

1 + V22 1(1 + V32

0,5 1 ,0 1,5 2,0

1,361 1,572 1,737 1,870

Сравнивая эти значения комплекса (I + V22-(1 + V32. со знач е

ниями обращ енной 7-точечной схемы площ адного заводнения,

можно заклю чить, что по неравномерности вытеснения н еф ти

7-точечная схема не имеет преимущ ества перед 9-точечной

схемой.

П ри м ногорядном располож ении добы ваю щ их скваж ин и

значительной величине m - соотнош ения добываю щ их и на

гнетательны х скваж ин учет ком плекса * I + V22j*1 + V32 - , т.е.

учет Y22 - неравномерности стягивания ф ронта вытеснения,

зависящ ей от зональной неоднородности пластов, и V32 - гео

метрической неравном ерности вытеснения, определяемой в од

нородном слое, нуж но делат ь по ст ягиваю щ им добываю щ им

рядам по и х доле запасов н еф т и А = 1 + 1 = —2— , что соот-

m + 1 m + 1

ветствует следую щ ей формуле:

226

П ри прим енении горизонтальны х скваж ин принцип опре

деления V32 геометрической неравном ерности вы теснения н е ф 

ти сохраняется преж ний.

Так, при монолитном нефтяном пласте и чередовании л и 

нейны х нагнетательны х и добываю щ их рядов горизон тальны х

скваж ин будет

Л * L + V-2о -L , V-2о -L

M _ -------------i _ 1 +

--------

i ;

L L ’

V 2 _ 2 (M -1)2 _ 2 (V-2О-11)2

3 3 M 3 L(L + v-2о -I1).

П ри I= V - 2о ... V32 _ 0,

L = 400 м, V - 2о = 1 - 400 м, 1г = 200 м ... V 2 = 0,111;

L = 400 м, V - 2о = 2 - 400 м, 1г = 400 м ... V 2 = 0,333;

L = 400 м, V - 2о = 3 - 400 м, 1г = 400 м ... V / = 0,889.

Ситуация сущ ественно ухудш ается, если нефтяной пласт не

является монолитным, имеет Но6 - общую толщ ину и h - э ф-

фективную толщ ину, состоит из псл проницаемы х слоев, р а з

деленны х непроницаем ы ми прослоями. Т огда ф орм ула геомет

рической неравномерности вытеснения приним ает вид

V32 _ 2 (v-2 о - D2 , где I _ Ir-L - - L ,

3 3 L(L + V- 2о - I) hов псл

П ри L = 400 м

h - 1

10 1 10 1 10 1

h об псл

20 2 20 4 20 8

При 1г = 200 м I

.............

50 25 1 2,5

V - 2о = 400 м V32.........

При 1г = 400 м I

...........

. 0,272

1 00

0,302

0,31 8

V - 2о = 800 м V32.......... 0,742 0,81 5 0,852

V - 2о = 1200 м V32 . 1 ,344 1,422 1 ,461

227

Н ередко утверждают, что прим енение горизонтальны х

скваж ин по сравнению с вертикальны м и скваж инами умень

ш ает неравномерность вытеснения нефти. Н о это касается

только модели монолитного и зонально однородного неф тяного

пласта. О днако в реальны х условиях применительно к модели

многослойного и зонально неоднородного пласта прим енение

горизонтальны х скважин приводит к заметному и значител ь

ному увеличению неравномерности вытеснения неф ти.

4.2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

ВЕРТИКАЛЬНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ

СКВАЖИН

Н а рассматриваем ом нефтяном месторож дении уж е запро 

ектирована разработка. По принятой адаптивной системе р аз

работки скваж ины будут размещ аться по равномерной квад

ратной сетке с плотностью 16 г а /с к в . и расстоянием между

соседними скважинами 400 м. Запроектировано заводнение по

обращенной 9-точечной схеме, которое после бурения и и ссле

дования скваж ин, с целью наиболее полного охвата запасов

нефти воздействием , будет преобразовано в избирательное и

приконтурное избирательное. П роектное забойное давлени е

нагнетательны х скважин равно 400 ат и проектное забойное

давление добываю щ их скваж ин, соответствующ ее давлению

насы щ ения нефти газом, равно 100 ат. Э ксплуатационны й го

ризонт состоит из двух неф тяны х пластов низкой и у л ьтра

низкой продуктивности. Д ебит неф ти по скважинам, несмотря

на все запроектированны е средства интенсиф икации, - на

грани и за гранью экономической рентабельности.

Поэтому необходимо искать новые возмож ности достиж ения

и осущ ествления экономически рентабельной добычи неф ти.

Одним из таких средств может быть прим енение горизонталь

ны х скважин.

О днако имею щ ийся опы т бурения и освоения гори зонталь

ны х скваж ин в прошедш ие годы в России показал негативны е

результаты : превосходство горизонтальны х скваж ин над вер

тикальны м и скваж инами по дебиту нефти оказалось гораздо

ниже ожидаемого (всего в 1,5—2,5 раза, а не в 5 раз и более) и

велика доля брака (40—50 % всего ф онда пробуренных гори

зонтальны х скважин либо не удалось ввести в работу, либо

удалось, но вскоре после ввода они выбыли из работы).

В какой-то мере это связано с несоверш енством технологии

бурения и освоения горизонтальны х скваж ин, но главная п р и 

228

чина в неучете фактического геологического строения н еф тя

ны х пластов: во-первы х, в неучете уж е известного по р азве

дочным скваж инам геологического строения пластов (пласты

являю тся многослойны ми, состоящими из многих проницаем ы х

неф тяны х слоев, разделен ны х непроницаемы м и прослоями

заметной и большой толщ ины, а в расчетах они п редставля

ются монолитными однородными или однородно

анизотропны м и); во-вторы х, в неучете неизвестны х особеннос

тей геологического строения неф тяны х пластов на конкретных

участках месторож дения, которы е становятся известными уже

после бурения скваж ин: конкретные глубины залегания кровли

и подош вы нефтяны х пластов, конкретное число проницаем ы х

слоев и непроницаемых прослоев и их толщ ины, конкретны е

толщ ины верхнего и нижнего пластов-водоупоров, защ ищ аю 

щ их неф тяны е пласты от вы ш ележащ их и ниж ел еж ащ их во

дяны х пластов.

С целью использования эф ф ективн ости горизонтальны х

скважин для увеличения добычи неф ти на рассматриваемом

малопродуктивном нефтяном месторождении предлагается

осущ ествить следующ ий способ разработки, при котором сн а

чала по вдвое разреж енной сетке (расстояние в рядах между

скваж инами увеличено с 400 до 800 м) бурят вертикальны е и

наклонны е (п ри кустовом разбуривании) скваж ины , эти сква

ж ины эксплуатирую т и исследую т, а затем из этих ж е сква

жин с учетом установленного геологического строения н еф тя

ны х пластов бурят горизонтальны е стволы вместо первона

чально непробуренны х скваж ин.

Схематично это показано на рис. 4.5.

О геологическом строении н еф тяны х пластов на ц ен т рал ь

ном участке рассм атриваем ого нефтяного м есторождения мож

но судить по двум разведочным скваж инам I и II (табл. 4.6).

По данны м табл. 4.6 видно, что даже осредненный неф тя

ной пласт резко отличается от монолитного нефтяного пласта,

и, по крайней мере, это обстоятельство надо учиты вать при

расчете дебитов горизонтальн ы х скважин; кроме того, видно,

что индивидуальные характеристики н еф тяны х пластов сущ е

ственно отличаются от осредненной характеристики.

Близкую к действительности индивидуальную харак тери с

тику нефтяны х пластов на участке размещ ения горизонтально

го ствола можно получить по вертикальному стволу рассм ат

риваем ой скваж ины и соседней с ней скважины (рис. 4.5, d).

П ри расстоянии между соседними вертикальны м и скваж инами

2о = 800 м при горизонтальной длине горизонтального ствола

/г = 400 м расстояние от одного и другого вертикальны х ство-

229

Рис. 4.5. Схема последовательного бурения вертикальных и горизонтальных

стволов скважин:

а - проектная сетка размещения скважин; b - первоначальная разреженная

сетка бурения скважин; с - сетка размещения вертикальных и горизонталь

ных стволов скважин; d - профиль вертикальных и горизонтальных стволов

скважин

лов до горизонтального ствола - будет 200 м и до середины

горизонтального ствола 400 м.

П оскольку горизонтальны е скваж ины обладаю т сильным

экранирую щ им действием, то будем рассм атривать лиш ь

5-точечную и линейную схемы заводнения с чередованием л и 

нейных рядов добываю щ их и н агнетательны х скважин. Д ля

отдельного элемента системы разработки неф тяного м есторож 

дения, схематично показанного на рис. 4.6, содерж ащего поло-

230

Таблица 4.6

Глубина

залега Общая Эффек

Число

слоев,

Толщина

непрони-

Толщина

верхнего

Скважина,

пласт

Альти

туда, м

ния кров

ли - по

дошвы

пласта, м

толщина

hc6> м

тивная

толщина

h, м

Псл’

толщина

слоя

hZncjl, м

цаемого

прослоя,

нижнего

пласта-

водоупо-

ра ^ м

Ю2

Ю3

Ю2+Ю3

2021-2034

2035-2056

2021-2056

5,8

15,6

21,4

0,83

3,12

J 2_

1,78

2 5 4

rI CO CN

Более 9

Ю2

Ю3

26,7

2034-2038

2041,6

2057

15,4

1,6

14,0

0,80

2,0

2,4

0,23

Более 15

2,5

Ю2 + Ю3

В среднем

по двум

скважинам

2034-2057 23 15,6 9

0,82

Более 15

1,73 2,5

Ю2

Ю3

Ю2+Ю3

8,5

18,2

29,0

3,7

14,8

18,5

5 2 7

1,37

0,68

1,11

Более 12

1,76 3,75

вину (или две четверти) добывающ ей скваж ины и половину

нагнетательной скваж ины , амплитудны й дебит нефти на 1

проектную скваж ину определяется по следую щ ей ф ормуле:

q1 = kh . рсн ~ рсэ___

0 ^ 2 - ш н + Q + 2 - ш ’

Рис. 4.6. Элемент пятито

чечной схемы площадного

заводнения

231

где q0 - дебит нефти, т/сут;

гидропроводность эксплуа

тационного объекта, состоящего из двух нефтяных пластов,

; Рсн - Р сэ - разность забойных давле-

kh т

равная — = 0,333

-------

И сут-ат

ний нагнетательных и добывающих скважин, равная Рсн - Рсэ

= = 400-100 = 300 ат, при этом произведение гидропроводнос

ти и разности забойных давлений равно

— - (Ptm - Рсэ) = 0,333- 300 = = 100 —L; юн - геометрическое (без

и сут

учета — ) внутреннее фильтрационное сопротивление нагне-

тательной скважины; 2 - ю н - геометрическое внутреннее

фильтрационное сопротивление половины нагнетательной

скважины; Q - геометрическое внешнее фильтрационное со

противление; w - геометрическое внутреннее фильтрационное

сопротивление добывающей скважины; 2 - ю - геометрическое

внутреннее фильтрационное сопротивление половины добы

вающей скважины.

Формулы для определения геометрических фильтрацион

ных сопротивлений имеют следующий вид:

для внешнего фильтрационного сопротивления

L .

2о ;

для внутреннего фильтрационного сопротивления нагне

тательной вертикальной скважины

- — - In-

2п 2п - rc

2о

V-и,

в случае нагнетательной горизонтальной

монолитного нефтяного пласта

скважиныь и

V- И, 2п

1 2а 2о Л 2а ^

--Iln — +

----

-----

в случае нагнетательной горизонтальной

многослойного нефтяного пласта

скважины1 и

ю=

V- и, 2п

-I п—

* Ia

-In-h^i-.,

2Jt-rc J

где L = К -

232

h h

сл

об

сл

в случае многослойного нефтяного пласта и чередования

нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных

горизонтальных скважин (стволов)

I I

ш„ = -

у - 2п I

+ -

, 2а , 2а h 2а

------

In— +

----

------

для внутреннего фильтрационного сопротивления добы

вающей вертикальной скважины

I 1 2а

ш = — - In

в случае добывающей горизонтальной скважины и моно

литного нефтяного пласта

I Л 2а h , h \

ш =— -I In— +—-In

------

2п * I1 I1 2п-rCJ

в случае добывающей горизонтальной скважины и много

слойного нефтяного пласта

I L 2а h , h сл ^

ш = — -I In— + —Si-In—— I,

2" + 1сл 1сл 2п-rcJ

2п 2п - rc

h h

где /Сл = 4- — , hCi = — ;

h об

h оЛ пС

в случае многослойного нефтяного пласта и чередования

вертикальных и горизонтальных добывающих скважин

ш = —

2л

2а 2а hCi hCi

-------

In — + - c^ - In —c^-

2п - rc 1Сл 1Сл 2п - r

I I

В этих формулах: - соотношение подвижностей вытес

няющей воды и вытесняемой нефти в пластовых условиях,

которое коэффициент продуктивности превращает в коэффи

циент приемистости; v - коэффициент дополнительного уве-

ли-чения приемистости благодаря обработке нагнетательных

233