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

Подождите немного. Документ загружается.

и расстояние до поверхности водонефтяного контакта должно

быть больше

10 10

L = AP

----------

4,31

----

143,7 м,

(Y , -Y н) 0,3

а чтобы газовый и водяной конусы (гребни) не прорвались в

горизонтальную скважину, надо депрессию на пласт и дебит

скважины уменьшить в 20 раз, тогда нефтяная толщина пласта

будет больше необходимых минимальных расстояний до газо

вой и водяной частей пласта

h — 20 м > 1сг + /св — 4,31 + 7,19 — 11,5 м,

при этом допустимый перепад давления равен AP

4,31

= 0,2115 ат и допустимая депрессия на нефтяной пласт у го

ризонтальной скважины равна

(Рпл - Рс) =

+ 11 L 1 , о

—-—- — + — In—

2 2 2о 2л L

h 1 2о

— +

----

------

L 2п 2 л - rc

+ 1

Q + 0,25 + 0,1103 1 0 2-155

-АР = I--------------+ 10-0,2155 =

, 0,0551 j

— 7,539 - 0,2155 — 1,625 ат;

при допустимом перепаде давления АР — 0,2155 ат и допусти

мой депрессии на нефтяной пласт (Рпл - Р с) — 1,625 ат дебит

нефти у горизонтальной скважины будет

АР

и h 1 , 2о

— +----In-

kh 0,2155 = kh

0,0551 и

1г 2п 2л- rc

-3,911.

По этой формуле сделаны подсчеты:

kh м3

И ’ сут-ат

0,05 0,15 0,50 1,50

5,0 15,0 50,0

сут-ат

0,196 0,587 1,956 5,867 19,555 58,667 195,554

Таким образом, здесь было показано, что в монолитном про

ницаемом пласте (без разделяющих непроницаемых просло

ев), имеющем верхнюю газовую часть, среднюю преобладаю

щую нефтяную часть толщиной 20 м и нижнюю водяную

244

часть, затруднительно или даже невозможно предотвратить

прорыв в горизонтальную скважину сверху газового и снизу

водяного конусов (гребней).

Очевидно, чтобы осуществлять промышленную добычу неф

ти из газонефтеводяных пластов, надо применять избиратель

ность - выявлять и использовать разделяющие непроницаемые

прослои, и в скважинах перфорировать только те нефтяные

слои, которые непроницаемыми прослоями защищены сверху

от газа и снизу от воды.

4.3. ДЕБИТ ПОЛОГИХ СКВАЖИН

Обычно нефтяные пласты характеризуют двумя значениями

толщины: общей и эффективной. Обычно (почти всегда) общая

толщина заметно или значительно (в несколько раз!) больше

эффективной. А это значит, что внутри общей толщины, кроме

эффективной толщины, находится неэффективная; что нефтя

ной пласт состоит из двух или нескольких проницаемых неф

тяных слоев и разделяющих непроницаемых прослоев; толщи

на проницаемых нефтяных слоев является эффективной, а

толщина разделяющих непроницаемых прослоев является не

эффективной. Поэтому давно стало ясно и понятно, что нельзя

бурить такие горизонтальные скважины, которые проходят по

середине одного из нефтяных слоев, не затрагивая другие

нефтяные слои, выключая из разработки их запасы нефти, что

приводит к значительным потерям извлекаемых запасов неф

ти; что горизонтальные скважины должны по диагонали пере

секать все нефтяные слои эксплуатационного объекта, то есть

быть диагонально-горизонтальными; что обычно, когда говорят

о горизонтальных скважинах, имеют в виду диагонально

горизонтальные.

Пологие скважины естественным образом получаются при

кустовом бурении, когда большинство скважин являются на

клонными и наклонные скважины прямолинейно продолжают

ся до пересечения со всеми нефтяными слоями разрабатывае

мого эксплуатационного объекта (рис. 4.8).

Чем больше а - угол вхождения наклонной скважины в

нефтяной пласт (при горизонтальном пласте это угол относи

тельно вертикали), тем больше /г - ее горизонтальная длина,

измеренная в единицах ha6 - общей толщины нефтяного плас

та /г / ho6:

а, градус

..........

50 55 60 65 70 75 80

/I/ho6

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

1,9 1,43 1,73 2,15 2,75 3,73 5,67

245

Рис. 4.8. Куст с одной вертикальной и двумя пологими скважинами:

1 - куст скважин; 2 - вертикальная скважина; 3 - наклонные пологие сква

жины; 4 - нефтяные слои; 5 - разделяющие прослои; Но6 - общая толщина

пласта; 1г - горизонтальная длина скважины по нефтяному пласту; а - угол

вхождения наклонной скважины в нефтяной пласт

Пологие скважины - это наклонные скважины, прямоли

нейно продолжающиеся по нефтяному пласту. Наверное, надо

как-то различать пологие и горизонтальные (диагонально

горизонтальные) скважины. Будем считать, что пологие имеют

более короткую горизонтальную длину 1г; пологие - те, у кото

рых угол вхождения больше 55°, но меньше 80°

55° < а < 80°,

а горизонтальная длина 1г

больше 1,5, но меньше 5,5

единицах общей толщины Но6

1,5 < < 5,5;

Но6

горизонтальными будем считать те скважины, у которых боль

ше угол вхождения и больше горизонтальная длина

а >80 и >5,5.

h о*

246

Далее для сравнения эффективности по дебиту нефти по

логих и горизонтальных скважин в условиях монолитного

нефтяного пласта и многослойного нефтяного пласта были

сделаны расчеты; в этих расчетах были использованы параме

тры одного вполне конкретного малопродуктивного нефтяного

месторождения Западной Сибири.

Формула дебита нефти одной скважины проектной сетки

при линейной схеме заводнения, когда чередуются линейные

нагнетательные и добывающие ряды, имеет вид

q1_ k - h Pr„ - Prn k - h Рсн - Рсэ

------

И 2-w„ + Q + 2-w и I 1 ^

-----

-w + Q + 2-w

Y-И

где - гидропроводность нефтяных пластов в конкретных

условиях, равная = 0,333 — т— ; (Р сн - Р сэ) - разность

и (сут ат)

забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин в

конкретных условиях, равная Р сн - Р сэ — 400 - 100 — 300 ат;

соответственно комплекс k ^ - (Рсн - Рсэ ) = 0,333-300 = 100 ——,

и сут

V — 2 - увеличение приемистости нагнетательной скважины

после обработки химическим реагентом полисил; и. — 2,343 -

соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в кон

кретных пластовых условиях (переход от коэффициента про

дуктивности по нефти к коэффициенту приемистости по воде);

ю - внутреннее фильтрационное сопротивление добывающей

скважины:

при вертикальной скважине

1 2о

ю = — -In-------;

2п 2л - rc

при горизонтальной скважине в монолитном нефтяном пла

сте, когда общая толщина пласта равна эффективной толщине

Ной — h,

1 Л 2о H 1 h .

ю = — -1 In — + — - In

-------

2п I 1г 1г 2п - rc j

при горизонтальной скважине в многослойном нефтяном

пласте, когда общая толщина больше эффективной Но6 > h и

эффективная толщина состоит из нескольких слоев, псл - чис

ло нефтяных слоев,

247

1 Л 2а йсл I

ю = — • I In — + - c^ • Ini In— + — • In —— i;

2п I 1сл 1сл 2^ rC )

l I • h I h •

I'f'TT = Lr I I^TT = I

Q - внешнее фильтрационное сопротивление Q = — .

2а

В этих формулах: — - расстояние между рядами; 2а - рас

стояние между скважинами в ряду; rc - радиус ствола скважи

ны; l„ - горизонтальная длина скважины; 1сл - горизонтальная

длина скважины в пределах отдельного нефтяного слоя; псл -

число слоев; ксл - толщина отдельного нефтяного слоя.

В конкретных условиях рассматриваемого нефтяного место

рождения:

L = 400 м; 2а = 400 м; rc = 0,1 м; Но6 = 29 м; h = 18,5 м; псл =

= 10,5.

При вертикальных скважинах дебит нефти на одну сква

жину проектной сетки равен

q = • ^

--------

P n J p2

------------

1°°

------------

= 28,62— .

и 2-1 —1— + 11 •— •ln—2а— + — 2-{

----

---

+ 1'] •10275 + 1 сут

' 2п 2lf rc 2а , 2^2,343 /

С этим дебитом можно сравнивать дебиты пологих и гори

зонтальных скважин в монолитном и многослойном нефтяных

пластах.

По представленных формулах для условий рассматриваемо

го нефтяного месторождения были выполнены расчеты, ре

зультаты которых представлены в табл. 4.8.

По данным табл. 4.8 видно, что по сравнению с дебитом

вертикальной скважины (который не зависит от многослойнос-

ти пласта), дебит горизонтальной скважины в условиях моно

литного пласта выше в 3,30 раза, а в условиях многослойного

пласта выше только в 1,66 раза, прирост дебита уменьшается в

3,50 раза; дебиты пологих скважин в условиях монолитного

пласта выше в 1,21-1,77 раза, а в условиях многослойного пла

ста выше только в 1,09-1,31 раза, прирост дебита уменьшается

в 2,27-2,44 раза.

Необходимо отметить, что расчеты дебитов вертикальных,

горизонтальных и пологих скважин были сделаны не для обо

собленных одиночных скважин, а для скважин, представляю

щих системы разработки, состоящих из вертикальных или го-

псл

248

IjiErt 4.8

Сравнение эффективности по дебиту нефти горизонтальной, пологих и вертикальной скважин

Характеристика

нефтяного

Горизонтальная сква

жина L = 400 м

Пологая скважина

пласта 2о = 400 м а, ° 56,3 63,4 68,2 71,6

74,1

76,0

Монолитный Q = 1

Ir, м

1,5 2 2,5 3 3,5 4

ho6 = h = 1,85 м ю = 0,0249 27,8 37 46,3 55,5 64,8 74

q1 = 94,30

0,7826 0,6480 0,5583 0,4938 0,4434 0,4031

V - увеличение дебита

по сравнению с деби

том вертикальной

скважины

34,49 38,87 42,47 45,49 48, 1 7 50,55

9430 330

V =

------

= 3,30

28,62

1,205 1,358 1,484 1,589 1,683 1,766

Многослойный Q = 1

^*об

1,5 2 2,5 3 3,5 4

Псл = 10,5

1сл = 24,30

Ir, м

43,5 58 72,5 87 101,5 116

Кб = 29 м

ю = 0,4577 I , м

сл

2,643 3,524 4,405 5,286 6, 1 67 7,048

h = 18,5 м

q1 = 47,38 ю

0,9081 0,8350 0,7831 0,7432 0,7108 0,6837

hal = 1,76 м V - увеличение дебита

по сравнению с деби

том вертикальной

скважины

31,21 33,04 34,48 35,67 36,70 37,60

47,38

V =

------

= 166

28,62

1,091 1,155 1,205 1,246 1,282 1,314

ризонтальных, или пологих скважин. Заметное снижение эф

фективности по дебиту нефти горизонтальных и пологих

скважин связано с постоянной неизменностью величины Q -

внешнего фильтрационного сопротивления.

Расчеты с умыслом были сделаны дважды: для условий иде

ального монолитного нефтяного пласта и для реального много

слойного; потому что рекламную эффективность горизонталь

ных и пологих скважин по сравнению с вертикальными сква

жинами обычно показывают на примере монолитного пласта,

хотя эта относительная эффективность значительно снижается

при переходе к реальному многослойному пласту.

При всем том применение пологих скважин (прямоли

нейное продолжение наклонных скважин в пределах нефтя

ных пластов) с горизонтальной длиной /г =

100-120 м дает

значительную эффективность - позволяет увеличить общий

дебит скважин в 1,3 раза.

4.4. ПРОЕКТНЫЙ РАСЧЕТ

ДЕБИТОВ СКВАЖИН

Целью этого проектного расчета является определение

дебитов вертикальных и горизонтальных скважин при раз

личных схемах их размещения применительно к условиям

одного реального нефтяного месторождения, расположенного

в Западной Сибири и в настоящее время вводимого в про

мышленную разработку.

По фактическим данным гидродинамических исследований

добывающих скважин средний коэффициент продуктивности:

по Северной залежи по 7 скважин равен пср =

= 0,922 т/(сут-ат);

по Южной залежи тоже по 7 скважинам равен пср =

= 0,242 т/(сут-ат).

В общих извлекаемых запасах нефти промышленной кате

гории C1 доля Северной залежи - 0,3 и доля Южной залежи -

0,7. С учетом этого средний коэффициент продуктивности для

обеих залежей равен

0,922 • 0,3 + 0,242 • 0,7 = 0,446 т/(с у т • ат).

Из-за малого числа исследованных скважин на Северной и

Южной залежах и фактически наблюдаемой довольно высокой

зональной неоднородности нефтяных пластов различие этих

залежей по среднему коэффициенту продуктивности скважин,

возможно, случайно оказалось столь большим, равным

251

0942 = 3,81 раза; а после разбуривания этих залежей значи

тельно более густой проектной сеткой скважин это различие

может сильно уменьшится. Поэтому лучше пользоваться коэф

фициентом продуктивности, средним для обеих залежей, рав

ным пср = 0,446 т/(сут-ат).

От коэффициентов продуктивности перейдем к гидропро

водности нефтяных пластов

k • h 1 k • h 2п k • h „ опог.,,

n =

-----------------

--------------=

-----

• 0,80306;

1 M 1 ,R c и ,250 и

----

In—1- In

----

2л rc 0,1

k h = П • 1,24524 г n • 1,245;

Северная Южная В целом

залежь залежь

П, т/(сут^ат)

................................ 0,922 0,242 0,446

k • h

—— , т/(сут-ат)........................... 1,15 0,30 0,555

Для обеспечения 90%-ной надежности проектных дебитов

нефти применяется коэффициент надежности, уменьшающий

расчетные дебиты

I 1 = 1-1,3 P 2 =1-1д(М = 0,56052.

\ пё V7

Из-за влияния зональной неоднородности пластов происхо

дит уменьшение расчетных дебитов нефти. Это учитывает сле

дующий понижающий коэффициент:

12 =

------

-------

------

= 0,73099.

1 + 0,46 • Vn2 1 + °’46 • °’8

Общий понижающий коэффициент равен | = I 1-I2 = 0,40974 г

^ 0,410.

Соотношение подвижностей вытесняющего агента (закачива

емой воды) и нефти в пластовых условиях равно

M. = ^ l • K15 =18 •0,54515 = 2,42;

иа 2 0,3

коэффициент различия физических свойств нефти и вытес

няющего агента в пластовых условиях равен

252

И 0 = - • (1 + И. — Y. = 1 ',I + — • • b =

2 х ' 2 I И a 2 .Y H

= - •( + 2,42)-—1— '1,111111 = 2,232667^ 2,233.

2 \ I 0,851

Учитывая, что у закачиваемой воды температура заметно

ниже пластовой, а вязкость заметно выше пластовой, то по

следние величины принимаем равными:

И. = 2 и Ио = 2.

Формула амплитудного дебита нефти на 1 скважину про

ектной сетки

я0

k • h • Рсн

где Рсн и Р сэ - забойные давления нагнетательных и добываю

щих скважин; Qy - общее геометрическое фильтрационное

сопротивление рассматриваемого элемента залежи, которое:

при 3-рядной схеме

2‘

* 2-юн 0 ]

----

н + Q + ю

I И 1 1

I -ю •-

--------

;

------

1J 1 Crn1 + Q2 + 2-ю 2)

где по порядку первое значение 2 соответствует числу целых

скважин в рассматриваемом элементе залежи, второе значение

2 учитывает, что нагнетательные скважины работают на две

стороны, третье значение 2 учитывает, что добывающие сква

жины центрального ряда обеспечиваются закачкой с двух сто

рон; юн, ю1 и ю2 - геометрическое внутреннее фильтрационное

сопротивление нагнетательной скважины, добывающей сква

жины 1-го ряда и добывающей скважины 2-го, или центрально

го, ряда; Q1 и Q 2 - геометрическое внешнее фильтрационное

сопротивление полосы перед 1-м добывающим рядом и перед

2-м добывающим рядом;

при 1-рядной схеме

Qy = 2 j +Q1 + 2 ^ 1

+ И. J

Рассматриваемые варианты размещения вертикальных и го

ризонтальных скважин представлены на рис. 4.9, где показаны

расстояния между скважинами 2о = 500 м и 2о = 1000 м и

253

• I $2 — 3 *+4

Рис. 4.9. Варианты размещения вертикальных и горизонтальных скважин:

1 - вертикальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная

скважина; 3 - горизонтальная добывающая скважина; 4 - горизонтальная наг

нетательная скважина

T I I Г

167 166 167

Рис. 4.10. Профиль пласта с горизонтальной скважиной:

1 - слой; 2 - непроницаемый прослой