Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
скважин химическим реагентом; l„ - длина горизонтального
ствола в пределах нефтяных пластов; Лоб - общая толщина
эксплуатационного объекта;
h - эффективная толщина эксплу
атационного объекта; псл - общее число нефтяных слоев;
h^ = — - эффективная толщина нефтяного слоя; 1сл = 1г • -
псл h об
длина горизонтального ствола в пределах нефтяного слоя.
Рис. 4.7. Схема многослойного нефтяного пласта и двух соседних вертикальных
скважин при первоначальной вдвое разреженной сетке
234
На рис. 4.7, а схематично показаны многослойный нефтяной
пласт и две соседние вертикальные скважины при первона
чальной вдвое разреженной сетке, при этом многослойность
нефтяного пласта не влияет на дебиты вертикальных скважин,
ибо эффективная толщина не изменяется и не уменьшается
(см. рис. 4.7, а и 4.7, b). На рис. 4.7, d схематично показаны
многослойный нефтяной пласт и вертикальная скважина с до
полнительным горизонтальным стволом. Видно, что часть го
ризонтальной длины проходит по неэффективной толщине
разделяющих непроницаемых прослоев.
Рассчитаем значения амплитудного дебита нефти на одну
проектную скважину при успешном осуществлении предло
женного способа разработки на рассматриваемом малопродук
тивном нефтяном месторождении.
При — • ( - Рсэ) - 100— V • ц, = 2 • 2,343 = 4,686; L = 400 м;
’ сут
rc = 0,1 м; Ноб = 29 м; h = 18,5 м; псл = 10,5.
При первоначальной вдвое разреженной проектной сетке
вертикальных скважин 2 о = 800 м
1,1378 ^ . . —о
шн =
-------; Q = 0,5 и w = 1,1378;
-------------100-------------30,66 — .
^M 37I + 0,5+ 2 1,1378 сут
4,686
Это на 1 пробуренную скважину и 61,33 — на 1 добывающую
сут
скважину.
235
При проектной сетке вертикальных скважин 2о = 400 м
1, 0275
Q = 1 и ю = 1,0275;
4,686
1 100 т
а =------------------------= 28,62— .
^ 2.10275 +1 + 2.10275 сУт
4,686
Это на 1 пробуренную скважину и 57,25 на 1 добывающую
сут
скважину.
При сетке горизонтальных скважин 2о = 800 м, Ir = 400 м
и монолитном нефтяном пласте Но6 = h = 18,5 м
0,1352
ю н =
-
-----
; Q = 0,5 и ю = 0,1352;
4.686
q =
-----------
100
-----------
=120,76— .
"0 2 .0 ^ 2 + 0,5+ 2.0,1352 СуТ
4.686
Это на 1 пробуренную скважину, а на 1 добывающую скважину -
241,52 —^ , что больше, чем на 1 вертикальную скважину при
сут
2о = 800 м в 120,76 = 3,94 раза и при 2о = 400 м в 120,76 = 422 ра-
30,66 28,62
за. Но это монолитный нефтяной пласт, не разделенный на
многие слои непроницаемыми прослоями!
При сетке горизонтальных скважин 2о = 800 м, горизон
тальной длине скважины Ir = 400 м и многослойном нефтяном
пласте ho6 = 29 м, h = 18,5 м, псл = 10,5, hM = 1,76 м и /сл =
= 24,30 м, как на рассматриваемом малопродуктивном нефтяном
месторождении,
0,5561+ 0,0119 0,5680
4,686 4,686 ’
Q = 0,5 и ю = 0,5680;
1 1 00 т
а =
---------------------------
=53,24 — .
2 0,5680 0 5 2 0 С6О0 сут
2
--------
+ 0,5 + 2.0,5680
4,686
Это на 1 пробуренную скважину, а на 1 добывающую скважи
ну - 106,47 т/сут. Это больше, чем на 1 вертикальную сква-
53,24
жину в
------
=1,76 раза.
30,66
236
ю =
н
При сетке горизонтальных скважин 2о = 400 м, /г = 400 м
и многослойном нефтяном пласте Ho6 = 29 м, h = 18,5 м, псл =
= 10,5, Нсл = 1,76 м и /сл = 24,30 м, как на рассматриваемом ма
лопродуктивном нефтяном месторождении,
0,4458 + 0,0119 0,4577 0
юн = — :
-----
= —
------
; й = 1; ю = 0,4577;
н 4,686 4,686
q1 =
----------
100
----------
= 47,38 — .
2-°4577 + 1+ 2-0,4577 сут
4,686
Это на 1 пробуренную скважину, а на 1 добывающую скважину -
94,75 —^ . Это больше, чем на 1 вертикальную скважину в
сут
47,38
—:— = 1,66 раза.
28,62
При системе разработки рассматриваемого нефтяного
месторождения, которая создается после бурения из сущест
вующих вертикальных скважин дополнительных горизонталь
ных стволов и является равносильной системе с чередованием
вертикальных и горизонтальных скважин, при 2о = 400 м, Ir =
= 400 м, Но6 = 29 м, h = 18,5 м, псл = 10,5, Нсл = 1,76 м и /сл =
= 24,30 м, получается эквивалентное внутреннее фильтрацион
ное сопротивление скважины
2 2 =0,6333
1 1 1 1
wB wr 1,0275 Q4577
и дебит нефти на 1 пробуренную скважину с дополнительным
горизонтальным стволом
q1 =
---------
2-100
---------
= 7884
40 2- » +1+ 2-0,6333 сут
4,686
соответственно на 1 добывающую скважину 157,67 —^ , что
сут
больше, чем на 1 вертикальную скважину, в = 2,75 раза.
При этом дебит нефти горизонтального ствола выше дебита
, 1,0275 -,-,,г
нефти вертикального ствола в 0*4577 = 2,245 раза и составляет
69,2 % от общего дебита скважины. Дебит нефти вертикальной
скважины с дополнительным горизонтальным стволом меньше
237
дебита двух горизонтальных скважин всего в 2^ Ц ^8 = 1,20
раза.
Но применение таких скважин по сравнению с применени
ем горизонтальных скважин резко уменьшает риск потери
скважин и запасов нефти.
Таким образом, здесь были выполнены расчеты для факти
ческого, но усредненного геологического строения нефтяных
пластов рассматриваемого месторождения.
И теперь нам надо перейти к проблеме потери скважин и
потери запасов нефти, которая связана с тем, что представ
ленное геологическое строение пластов не повторится в новых
пробуренных скважинах, более того, геологическое строение,
установленное в двух соседних вертикальных скважинах
(которые пробурены во вдвое разреженной проектной сетке, и
расстояние между ними 800 м) не повторится при бурении в
створе между ними горизонтального ствола, удаленного от них
по нефтяным пластам на расстояние 200-400 м. Но понятно,
что при расстояниях 200 м отклонения будут меньше, чем при
400-800 м и более значительных расстояниях.
По другим давно разрабатываемым нефтяным месторожде
ниям с достаточно густыми сетками скважин было установлено,
что на расстоянии 400 м (которое примерно соответствует па
раметру d - шагу хаотической изменяемости коллекторских
свойств нефтяных пластов) непредсказуемые отклонения глу
бины залегания пластов составляют в среднем ±3 м и макси
мально ±10 м.
На более близком расстоянии x < d = 400 м непредсказуе
мое среднее отклонение глубины залегания нефтяных пластов
3 3
будет h = ± _ • x = ±
----
• x (в м) и соответственно непредска-
d 400
зуемое максимальное отклонение (с надежностью 95 %) глуби
ны залегания нефтяных пластов hH = 2 • h = ± 6 • x = ± • x
d 400
(в м).
Эту закономерность по аналогии применим на рассматрива
емом нефтяном месторождении.
При расстоянии 200 м от дальнего конца горизонтального
ствола до соседней вертикальной скважины, давшей информа
цию о геологическом строении нефтяных пластов (о глубине
залегания подошвы нижнего нефтяного пласта и толщине его
нижних нефтяных слоев и непроницаемых прослоев, также о
толщине нижнего пласта-водоупора, отделяющего нефтяной
238
пласт от водяного пласта) среднее отклонение глубины зале
гания нижн
(табл. 4.7).
3
гания нижнего нефтяного пласта составит h^ = ± — • 200 = ±1,5 м
d
Таблица 4.7
Функция распределения ошибок x = h/h,,, — относительная ошибка;
Y (х ) — доля ошибок от 0 до x
x Y(x)
x Y (x) x Y (x)
0,1
0,0398 1,1 0,3643
2,1
0,4821
0,2 0,0793 1,2 0,3849 2,2 0,4861
0,3 0,1179 1,3 0,4032 2,3 0,4893
0,4 0,1554
1,4
0,4192 2,4 0,4918
0,5 0,1915
1,5
0,4332 2,5 0,4938
0,6 0,2258
1,6
0,4452 2,6 0,4953
0,7 0,2580
1,7
0,4554 2,7 0,4965
0,8 0,2881
1,8
0,4641 2,8 0,4974
0,9 0,3159
1,9
0,4713 2,9 0,4981
1,0 0,3413 2,0 0,4775 3,0 0,4987
При запроектированном бурении горизонтального ствола до
подошвы нижнего нефтяного пласта такое среднее минусовое
отклонение глубины залегания нефтяного пласта - 1,5 м п ри
толщине нижнего пласта-водоупора 3,75 м, судя по Y(x) -
3 75
функции распределения ошибок при x = —— = 2,5, лишь в 50 % -
1, 5
49,38 % = 0,62 % всех случаев, что составляет менее 1 %, при
ведет к вскрытию водяного пласта и обводнению скважины; а
такое среднее плюсовое отклонение глубины залегания нефтя
ного пласта +1,5 м при толщине нижнего нефтяного слоя
2,47 м, судя по Y(x) - функции распределения ошибок при
2,47
x = —— = 1,647, в 50 % - 45 % = 5 % всех случаев нижний неф-
1,5
тяной слой, содержащий 2 7 -100 % = 13,4 % запасов нефти
1 8,5
нефтяных пластов, не будет вскрыт, и его запасы нефти будут
потеряны, что уменьшит извлекаемые запасы нефти на
0,05 • 0,134 • 100 % = 0,67 %.
При разбуривании рассматриваемого нефтяного месторож
дения только горизонтальными скважинами ошибка определе
ния глубины залегания нефтяных пластов увеличится втрое: с
h^ = 1,5 м до h^ = 4,5 м, с hH = 3 м до hH = 9 м.
239
Тогда при толщине нижнего пласта-водоупора 3,75 м, судя
3 75
по Y(x) - функции распределения ошибок при x = —— = 0,83,
4, 5
в 50 % - 29,64 % = 20,36 % всех случаев будет вскрыт нижний
водяной пласт и скважина обводнена; при толщине нефтяного
слоя 2,47 м и разделяющего непроницаемого прослоя 0,2 м,
судя по Y(x) - функции распределения ошибок при
2,47 _ 2,47 + 0,2 + 2,47 . .
X1 =
-----
= 0,549; X2 =-------------------= 1,142;
4,5 4,5
2,47 + 0,2 + 2,47 + 0,2 + 2,47
X3 = = 1,736;
3 4,5
в 50 % - 20,83 % = 29,17 % всех случаев горизонтальной сква
жиной не будет вскрыт самый нижний нефтяной слой, в
50 % - 37,30 % = 12,70 % всех случаев не будет вскрыт второй
снизу нефтяной слой и в 50 % - 45,85 % = 4,15 % всех случаев
не будет вскрыт третий снизу нефтяной слой. Все слои одина
ковы по запасам нефти, каждый из них содержит 13,4 % запа
сов нефти разрабатываемых нефтяных пластов. Поэтому поте
ряно будет
(0,2917 - 0,134 + 0,127 - 0,134 + 0,0415 - 0,134) - 100 % = 6,17 %
всех извлекаемых запасов нефти.
Представленная здесь оценка потери запасов нефти и
скважин является заниженной. Действительные потери могут
быть гораздо больше, но уже представленная оценка потерь в
сочетании с уже приведенными расчетами амплитудных деби
тов нефти показывает преимущество предложенного способа
разработки рассматриваемого нефтяного месторождения.
А теперь попутно обратимся к теоретической проблеме,
имеющей большое практическое значение, при рассмотрении
которой полезно используются идеи И. А. Чарного и Ю.П. Бо
рисова. Эта проблема в последнее время часто обсуждается
ведущими специалистами по разработке нефтяных месторож
дений. Суть проблемы: образование конусов (гребней) воды и
газа при применении горизонтальных скважин в монолитных
проницаемых пластах достаточно большой толщины, в верхней
части которых находится газ, в средней преобладающей части
находится нефть и в нижней части - вода. Среди специалис
тов широко распространено мнение, что в такой ситуации
нельзя применять вертикальные скважины, но можно приме
240
нять горизонтальные скважины, которые можно эксплуатиро
вать при такой низкой депрессии, что газовый конус (гребень)
сверху и водяной конус (гребень) снизу не прорываются в
скважину и в течение продолжительного времени можно отби
рать безгазовую и безводную нефть. Однако ясно, что при
одинаковом дебите нефти у горизонтальной скважины по срав
нению с вертикальной скважиной можно значительно умень
шить депрессию на нефтяной пласт, а при одинаковой депрес
сии можно значительно увеличить дебит нефти, но нельзя од
новременно значительно увеличить дебит и значительно
уменьшить депрессию, можно только незначительно увеличить
дебит и незначительно уменьшить депрессию.
Идея возможного резкого уменьшения депрессии связана с
тем, что у горизонтальной скважины по сравнению с верти
кальной скважиной резко уменьшается общее фильтрационное
сопротивление, состоящее (по Ю.П. Борисову) из внешнего и
внутреннего фильтрационных сопротивлений; причем умень
шается за счет еще более резкого уменьшения внутреннего
фильтрационного сопротивления, но именно это внутреннее
фильтрационное сопротивление определяет долю депрессии,
приходящуюся на ближайшую окрестность скважины - пере
пад давления между горизонтальной скважиной и газовой и
водяной частями пласта.
Как известно, чтобы не допустить прорыва в горизонталь
ную скважину газового конуса (гребня) сверху и водяного ко
нуса (гребня) снизу, упомянутый перепад давления AP надо
компенсировать (уравновесить) гидростатически: сверху за
счет ( ун - у г) - разности плотностей нефти и газа в пласто
вых условиях в долях плотности воды и /сг - расстояния от
горизонтальной скважины до горизонтальной поверхности га
зонефтяного контакта
AP < (y н ~ Y г) • lCT
10 ’
и снизу за счет ( yb - Y н) - разности плотностей воды и неф
ти в пластовых условиях в долях плотности воды и /св -
расстояния от горизонтальной поверхности водонефтяного кон
такта
AP < (y В ~ Y н ) • lC
10 '
Депрессия на нефтяной пласт равна разности Р пл - пласто
вого давления и Pc - давления на забое скважины (Р пл - Р с).
241
Ради простоты будем рассматривать нефтяной пласт еди-
k - h .
ничной гидропроводности
----
= 1.
и
Будем рассматривать размещение вертикальных скважин по
регулярной сетке с L - расстоянием между рядами скважин и
2о - расстоянием между соседними скважинами в рядах и ли
нейную схему заводнения с чередованием добывающих и на
гнетательных рядов; затем вертикальные скважины будем за
менять горизонтальными скважинами с
1г - горизонтальной
длиной, расположенной вдоль линии ряда и меньше расстоя
ния между скважинами 1г < 2о.
Будем применять известные формулы.
При этом у вертикальной скважины общее фильтрационное
сопротивление будет равно
1 1 L 1 , 2о
----------
+ — - In
-------
,
2 2 2о 2л
а у горизонтальной скважины общее фильтрационное сопро
тивление будет равно
1 1 L 1 , 2о h 1 , 2о
■ + — - In — +
--------
In-
2 2 2о 2л 1г 1г 2л 2л - rc
В этих формулах rc - радиус скважины и h - толщина мо
нолитного проницаемого нефтяного пласта.
Если у горизонтальной скважины q - дебит нефти такой
же, как у вертикальной скважины, а депрессия у вертикальной
равна (Р пл -
Рс), то депрессия у горизонтальной скважины
будет равна
11 L 1 , 2о h 1 , 2о
+
----
In— +
-------
In-
2 2 2о 2л L. L. 2л 2л - rc / тл тл \
---------
— — _
----------
- - (рпл- Рс) ;
11 L 1 , 2о
+
----
In
------
2 2 2о 2л 2л - rc
часть этой депрессии, составляющая долю
h 1 2о
--------
In-
1г 2л 2л - rc
1 1 L 1 , 2о h 1 , 2о
+
-----
In — +
---------
In -
2 2 2о 2л 1г 1г 2л 2л - rc
приходится на ближайшую прискважинную зону горизонталь
ной скважины и представляет собой перепад давления между
скважиной и газовой и водяной частями пласта
242
2л - rc
h 1 2а
-------
ln-
АР = ^ 2п 2п • Tc • (Р _ Р )
1 1 L I 2а пл с '
+
----
In
------
2 2 2а 2л 2п • Tc
В этой формуле комплекс, связанный с вертикальной скважи
ной, можно заменить на дебит нефти, поделенный на гидро
проводность,
(Рпл _ Рс) = q
11 L 1 , 2а kh’
---------
+
----
In
------
—
2 2 2а 2л 2п • Tc И
после чего формула перепада давления принимает следующий
вид:
q h 1 2а
AP = J L •h -L • In
kh 1г 2п 2л • Tc
И
Представим здесь примеры расчета по приведенным фор
мулам.
Исходные данные
Равномерная квадратная сетка размещения вертикальных
скважин L = 2а = 400 м, горизонтальная длина горизонтальной
скважины 1г = 200 м, радиус скважины Tc = 0,1 м, нефтяная
толщина монолитного нефтяного пласта h = 20 м, депрессия на
нефтяной пласт при вертикальных скважинах (Р пл - Р с) = 100 ат,
разности плотностей нефти и газа и воды и нефти в долях
плотности воды (Yh - Yi-) = 0,5 И (Yb - Yh) = 0,3.
При этом перепад давления между горизонтальной скважи
ной и газовой и водяной частями пласта получается равным
20 1 2а
In-
АР = —
----
2ZL.0!
-----
100 = — 00551
-----
100 = 0,0431 100 = 4,31 ат,
1 1 400 1 , 2а 0,25 +10275
+
----
In
-------
2 2 400 2п 2п • 0,1
чтобы такой перепад давления гидростатически компенсиро
вать, расстояние от горизонтальной скважины до поверхности
газонефтяного контакта должно быть больше
Ici = AP
----
— = 4,31- — = 86,2 м
(Y н _ Y г) °,5
243