Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
между рядами скважин L = 500 м и L = 1000 м, а также гори
зонтальная длина горизонтальных скважин /г = 250 м и /г =
= 500 м.
Рассматриваемый фактический типовой профиль эксплуа
тационного объекта показан на рис. 4.10. Нефтяной пласт со
стоит из двух проницаемых слоев каждый толщиной 4,88 м и
одного разделяющего непроницаемого прослоя тоже толщиной
4,88 м. При общей горизонтальной длине горизонтальной
скважины /г = 500 м эффективная горизонтальная длина по
одному обособленному нефтяному слою равна 167 м.
В рассматриваемой ситуации:
при вертикальных скважинах и расстоянии между скважи
нами в рядах 2о = 500 м геометрические внутренние и внеш
ние фильтрационные сопротивления:
юн = ю1 = ю2 =— •ln—— = — •ln 500 =1,063;
н 1 2 2п 2ft • rc 2п 2ft^ 0,1
при 2о = 500 м и L = L 1 = L 2 = 500 м
Q1 = Q 2 L = 1,
1 2 2о
при 2о = 500 м и L = L 1 = 1000 м
Q1 = L = I000 = 2;
2о 500
при горизонтальных скважинах и расстоянии между сква
жинами в рядах 2о = 1000 м геометрическое внутреннее филь
трационное сопротивление:
при монолитном нефтяном пласте (когда общая толщина
равна эффективной толщине пласта ha6 = h^ = 9,76 м)
1 *, 2о h , h -
ю н = ю1 = ю 2 = — • I In— = — • In-
2п 1 lT I1 2п • rc
1 L 1000 9,76 , 9,76 - птэтстп
=— • In
-----
+
-----
•In
-------
1 = 0,237679
2п + 250 250 0,1.
при /г = 250 м;
1 Zln 1000 = 9,76 9,76 -
2л
ю н = ю1 = ю2 =— • In
-----
= —— •ln—■— I = 0,118839
н 1 2 , 500 500 2л • 0,1.
при I1 = 500 м;
255
при двухслойном нефтяном пласте (когда псл = 2, ha6
14,64 м и h ^ = 9,76 м)
1 J ln 2^ ha6 • псл ^ he6 .In hэф
ю н = ю1 = ю 2 = — •! In
------
—
---
— + — • In
2п I 1г • ^ф 1г псл • 2^ rC
=± j I000IW 2 + = 0,414590
2п + 250^ 9,76 250 2^ 2n 0,1j
при 1г = 250 м;
1 L 100044,64^2 14,64 1 9,76 - 0 O94720
юн = ю, = ю2 =— •! In
--------------
+—— •In
---------
1 = 0,294720
н 1 2 2п + 500^ 9,76 500 2^ Hf 0,1/
при 1г = 500 м;
геометрическое внешнее фильтрационное сопротивление:
при 2a = 1000 м и L = 500 м
Q1 = Q2= J 00.=0,5;
1 2 1000
при 2a = 1000 м и L = 1000 м
Q1 = = 1.
1 1000
Для условий рассматриваемого нефтяного месторождения
k • h
(
-----
= 0,555 т/(сут^ат), м. = 2 и | = 0,410), для рассмотрен
ных в технико-экономическом обосновании коэффициента неф-
теизвлечения (ТЭО КИН) вариантов размещения вертикаль
ных и горизонтальных скважин, представленных на рис. 4.9,
для модели монолитного нефтяного пласта с толщиной h =
= ha6 = h^ = 9,76 м и модели двухслойного нефтяного пласта
псл = 2 с общей толщиной ha6 = 14,64 м и эффективной толщи
ной hэф = 9,76 м, при принятой в ТЭО КИН разности забой
ных давлений нагнетательных и добывающих скважин (Р сн -
- Р сэ) = (400-160) = 240 ат были сделаны расчеты: геометри
ческих внутренних, внешних и общих фильтрационных со
противлений (ю, Q и Q2), амплитудного дебита на 1 проект
ную скважину ( q0 ) и амплитудного дебита на 1 добывающую
256
скважину (ql3 = q0э •1 + m; m - число добывающих скважин на 1
m
нагнетательную скважину, при 3-рядной схеме m = 3, при 1
рядной схеме m = 1). Дебит на 1 проектную скважину опреде
ляется по формуле
1 k• h (сн- рс э ) 0555 (400-160) 54,612 ,
q0 = — ^ = 0,555 ^ =
-------
т/сут.
^ Qj Qj Qj
Полученные таким образом результаты представлены в
табл. 4.9.
Анализ полученных результатов показывает, что при при
менении вертикальных скважин переход от 3-рядной схемы
размещения добывающих скважин к 1-рядной схеме при про
чих равных условиях приводит к увеличению дебита на 1 про
ектную скважину в 1935064 = 1,364 раза и на 1 добывающую сква-
26,08
жину в 12 75 = 2,045 раза.
Следующий переход при 1-рядной схеме размещения от
вертикальных скважин к горизонтальным с одновременным
увеличением расстояния между горизонтальными скважинами
вдвое, с 2о = 500 м до 2о = 1000 м, при их горизонтальной
длине I1 = 250 м приводит к увеличению дебита на 1 проект-
31,32
ную скважину в 1 304 = 2,402 раза; а при их горизонтальной
длине больше I1 = 500 м - в -39^005. = 3,025 раза.
Общее увеличение дебита на 1 проектную скважину при
переходе от 3-рядной схемы размещения вертикальных сква
жин к
1-рядной схеме горизонтальных скважин с горизонталь
ной длиной I1 = 500 м - в 3995 5 = 4,127 раза. Такой же переход,
но в идеальных условиях в случае монолитного нефтяного
пласта без разделяющего непроницаемого прослоя при гори
зонтальной длине горизонтальных скважин /г = 500 м дает об
щее увеличение дебита на 1 проектную скважину в
63’ 76 6 6 69
9 56 = 6,669 раза.
Таким образом, здесь был сделан проектный расчет дебитов
вертикальных и горизонтальных скважин при различных схе
мах их размещения с учетом фактической продуктивности и
257
Таблица 4.9
Расчет дебитов вертикальных и горизонтальных скважин для схем размещения,
представленных на рис. 4.9
Вид скважин, пласта
3-рядная схема
L = 500 м
1-рядная схема
L = 1000 м
1-рядная схема
L = 500 м
Вертикальные сква
жины, расстояние
между скважинами
2а = 500 м
Юн = ^i = ^2 =
= 1,063
Q1 = Q2 = 1
Qx = 5,713
q1J = 9,56 т/сут
%э = 12,75 т/сут
юн = ю1 = 1,063
Q1 = 2
Qx = 5,189
q° = 10,52 т/сут
q^ = 21,04 т/сут
юн = ю1 = 1,063
Q1 =1
Qx = 4,189
q0 = 13,04 т/сут
q0э = 26,08 т/сут
Горизон
тальные
скважины,
расстояние
между
скважи
нами
2а = 1000 м,
горизон
тальная
длина
1г = 250 м
Монолит
ный
пласт
h = hC6 =
= hэ* =
= 9,76 м
юн = ^1 = ^2 =
= 0,238
Q1 = Q2 = 0,5
Qx = 1,857
q° = 29,40 т/сут
q (0э = 39’20 т/сут
юн = ю1 = 0,238
Q1 = 1
Qx = 1,713
q° = 31,88 т/сут
q (0э = 63,76 т/сут
юн = ю1 = 0,238
Q1 = 0,5
Qx = 1,213
q° = 45,02 т/сут
q0э = 90,04 т/сут
Двух
слойный
пласт
Псл= 2’
Kf, =
= 14,64 м,
К э * =
H 9,76 м
Юн = ^1 = ^2 =
= 0,41 5
Q1 = Q2 = 0,5
Qx = 2,461
q° = 22,19 т/сут
q (0э = 29,59 т/сут
юн = ю1 = 0,415
Q1 = 1
Qx = 2,244
q° = 24,34 т/сут
q (0э = 48,68 т/сут
юн = ю1 = 0,415
Q1 = 0,5
Qx = 1,744
q° = 31,32 т/сут
q0э = 62,64 т/сут
Горизон
тальные
скважины,
расстояние
между
скважи
нами
2а = 1000 м,
горизон
тальная
длина
1г = 500
Монолит
ный
пласт
h = he6 =
= К эФ , =
= 9,76 м
Юн = ^1 = ^2 =
= 1,119
Q1 = Q2 = 0,5
Qx = 1,442
q° = 37,86 т/сут
q (0э = 54,48 т/сут
юн = ю1 = 0,119
Q1 = 1
Qx = 1,357
q° = 40,26 т/сут
q0э = 80,52 т/сут
юн = ю1 = 0,119
Q1 = 0,5
Qx = 0,857
q° = 63,76 т/сут
q0э = 127,52 т/сут
Двух
слойный
пласт
Псл= 2’
he6 =
= 14,64 м,
К э * =
= 9,76 м
Юн = ^1 = ^2 =
= 0,295
Q1 = Q2 = 0,5
Qx = 2,053
q° = 26,60 т/сут
qo3 = 33,46 т/сут
юн = ю1 = 0,295
Q1 = 1
Qx = 1,884
q° = 28,98 т/сут
q(1э = 57,97 т/сут
юн = ю1 = 0,295
Q1 = 0,5
Qx = 1,384
q° = 39,45 т/сут
q(1э = 78,90 т/сут
геологического строения нефтяного пласта. При этом было по
казано, что наличие в пределах нефтяного пласта разделяю
щего непроницаемого прослоя существенно (на 24-38 %, или в
1,31-1,62 раза) снижает дебит горизонтальных скважин.
4.5. ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ-ЕЛКИ
В нашей стране известны огромные запасы нефти, исчис
ляемые многими сотнями миллионов тонн, находящиеся в ма
лопроницаемых малопродуктивных нефтяных пластах и мес
торождениях. Многие такие месторождения были открыты
давно и очень давно - более 10, 20 и даже 30 лет назад, но
никогда не вводились в промышленную разработку из-за своей
абсолютной экономической убыточности. Их средние коэффи
циенты продуктивности разведочных скважин примерно в 10
20 раз ниже, чем скважин на основном девонском горизонте
известного Ромашкинского месторождения в Татарии и в 100—
200 раз ниже, чем скважин на основных продуктивных плас
тах известного Самотлорского месторождения в Западной Си
бири.
Для ввода этих малопродуктивных нефтяных месторожде
ний в экономически рентабельную промышленную разработку,
конечно, нужны налоговые льготы, но этого совершенно недо
статочно, и нужны коренные изменения в конструкции сква
жин, в технике и технологии их эксплуатации.
Возможными средствами (одним из возможных средств)
решения этой проблемы являются: гидроразрыв нефтяных
пластов и применение горизонтальных скважин, вернее, сква
жин с горизонтальной частью. Эти технические средства уже
практически применялись 30-40 лет назад; но к настоящему
времени, во-первых, они усовершенствованы, во-вторых, по
требность в экономически рентабельной разработке малопро
дуктивных пластов и месторождений резко обострилась, по
скольку увеличилась доля таких разведанных запасов нефти и
уменьшилась доля разрабатываемых высокопродуктивных и
среднепродуктивных запасов нефти.
Но при рассмотрении практического применения таких
сильнодействующих технологических средств, как гидроразрыв
нефтяных горизонтальных скважин, надо учитывать не только
возможное резкое снижение фильтрационного сопротивления
нефтяных пластов, но и возможное резкое увеличение нерав
номерности вытеснения нефти закачиваемой водой. К сожале
нию, к настоящему времени многие теоретические решения
259
выполнены для модели однородного монолитного нефтяного
пласта и тиражируют изначально принятый оптимизм, между
тем не все так просто и положительно. Известны слова: гладко
было на бумаге, да забыли про овраги, а по ним ходить. По
этому в теоретических решениях обязательно надо учитывать
созданную природой устойчивую неоднородность нефтяных
пластов: их слоистость, наличие проницаемых продуктивных
слоев и разделяющих их непроницаемых непродуктивных
прослоев, число слоев, послойную неоднородность по прони
цаемости, долю эффективной толщины слоев в общей толщине
нефтяного пласта.
Основной образ нефтяного пласта, базирующийся на зна
нии многих нефтяных месторождений Татарии, Мангышлака
и Западной Сибири: пласт состоит из 3-4-5 обособленных
нефтяных слоев, разделенных 2-3-4 непроницаемыми просло
ями; при этом толщина отдельного слоя 2-3-4 м и толщина
прослоя тоже 2-3-4 м; разброс значений проницаемости по
слоям хаотический, среднее различие проницаемостей двух
слоев в 3-4 раза; наблюдаемые по скважинам значения эффек
тивной толщины и продуктивности можно распространять на
ограниченные зоны радиусом всего 200-300 м; соответственно
при расстоянии между скважинами больше 400-600 м разброс
этих значений совершенно хаотический, только соответствую
щий функции распределения. И если все это учесть при опре
делении производительности горизонтальной скважины, то
ее преимущество перед вертикальной скважиной существен
но уменьшается. Кстати, уже самые начала подземной гидро
динамики, а именно, рассмотрение плоскопараллельной и пло
скорадиальной фильтрации жидкости позволяет оценить верх
ний предел увеличения производительности горизонтальной
скважины в однородном монолитном пласте без разделяющих
непроницаемых прослоев: производительность горизонтальной
скважины не может быть выше производительности галереи.
Поэтому, если горизонтальная скважина заменяет одну верти
кальную скважину, то ее производительность не может быть
больше, чем в 5,5 раза. А с учетом фактической слоистости
пластов производительность выше всего в 2-3 раза. Но если
горизонтальная скважина заменяет 3 вертикальные скважины,
то ее производительность будет выше производительности
одной вертикальной скважины в 6 -8 раз. Однако при этом
возникает новая острая проблема: к существующей, природой
созданной неоднородности нефтяных пластов добавляется
значительная искусственно созданная самим человеком
(антропогенная) неравномерность вытеснения нефти зака
260
чиваемой водой - значительная геометрическая неоднород
ность.
Рассмотрим механизм возникновения дополнительной гео
метрической неоднородности на примере одного вполне реаль
ного малопродуктивного нефтяного месторождения в Татарии,
по которому решено бурить горизонтальные скважины в тур-
нейском горизонте.
Одна горизонтальная скважина с горизонтальной частью
длиной 400 м заменяет две вертикальные скважины, пробурен
ные по равномерной квадратной сетке, расстояние между кото
рыми равно 400 м.
Турнейский горизонт имеет общую толщину 48 м, эффек
тивную толщину 12 м и 8 слоев, каждый с эффективной тол-
й 12 . .
щиной -8 = 1,5 м.
Из 400 м горизонтальной части скважины только
12
400 • 48 = 100 м проходят по слоям по эффективной толщине,
и по каждому слою длина горизонтальной части всего
1^ 0 = 12,5 м. Но поскольку все слои разобщены прослоями, то
400 м общей длины горизонтальной части фактически превра
щены в 12,5 м эффективной горизонтальной части в каждом
обособленном слое и в целом по нефтяному пласту.
При этом по каждому слою расстояние между такими гори
зонтальными частями соседних скважин оказывается равным
800 - 12,5 = 787,5 м.
А если доля эффективной толщины в общей толщине вдвое
больше, то горизонтальная часть по каждому обособленному
слою тоже вдвое больше 12,5 • 2 = 25 м и расстояние по слою
между соседними скважинами равно 800 - 25 = 775 м.
А если число слоев вдвое меньше, то горизонтальная часть
по каждому обособленному слою будет вдвое больше 25 • 2 = 50 м
и расстояние между соседними скважинами будет 800 - 50 =
= 750 м.
Так возникают большие расстояния между скважинами, де
формирование и разрежение сетки скважин со всеми извест
ными отрицательными последствиями.
Поскольку от горизонтальной части длиной в 400 м по каж
дому обособленному слою остается всего 12,5-25-50 м, то есть
смысл вместо горизонтальных скважин создавать скважины-
елки, т.е. вертикальные скважины с короткими горизонталь
ными ветвями в каждом обособленном слое.
Под скважиной-елкой понимается обычная вертикальная
261
скважина с обычной перфорацией, у которой дополнительно
были созданы горизонтальные каналы. Эти каналы добавлены
к стволу скважины, как ветви к стволу дерева. До этого сква
жину уже эксплуатировали в качестве добывающей или нагне
тательной, выявили неудовлетворительно работающие части
толщины нефтяных пластов и дополнительные горизонталь
ные каналы осуществили избирательно в нужных местах, что
бы увеличить текущую и суммарную добычу нефти.
Будем рассматривать нефтяной пласт толщиной h. Приме
нена равномерная квадратная сетка скважин с расстоянием
между соседними скважинами 2о. Будем рассматривать учас
ток, дренируемый одной скважиной, с площадью (2о)2 и пери
метром 4^2о. Радиус скважины rc. В пределах толщины нефтя
ного пласта по стволу скважины равномерно расположены n
горизонтальных каналов, каждый длиной / и радиусом rc.. При
этом в пределах пласта выделяется n гидродинамически обо
собленных слоев. Будем рассматривать один такой слой тол
щиной h. = h . В пределах этого слоя в центре рассматривае
мого участка находится скважина (часть вертикальной скважи
ны длиной h.) и один горизонтальный канал. Рассматривае
мый участок разделим на два участка: центральный (в окрест
ности скважины и горизонтального канала) и периферий
ный - весь остальной рассматриваемый участок за вычетом
центрального участка. Размеры центрального участка, в соот
ветствии с идеями и результатами И.А. Чарного, прямо связа
ны с толщиной слоя h.. Площадь центрального участка равна
(/ + 2rc + h.)(2rc + h.), его периметр равен (2/ + 4^2гс + 4h.).
В пределах центрального участка фильтрационное сопро
тивление вертикальной скважины равно
фильтрационное сопротивление горизонтального канала равно
в пределах центрального участка вертикальная скважина и
горизонтальный канал действуют параллельно, поэтому сум
мировать надо величины, обратные их фильтрационным со
противлениям, и от полученной суммы переходить к результи
рующему фильтрационному сопротивлению:
£
k h. 2л
2nrC
262
1
■ 2rc)
k h* 2л 2nrc
£. 1.1 _ in4(h,+ 2rCT)
k I 2л 2лгг,
1 1
_
£. J
___________
1__________
k 2л h* I
ln 4(h,+ 2rc) in4(h,+ 2rc.)
2nrc 2nrc*
С этим фильтрационным сопротивлением надо суммировать
фильтрационное сопротивление периферийного участка
£ 1 1 In 4.2а
k h* 2п 21 + 4.2rc + 4h*
В итоге получается
£ 1
k 2л
4.2а
21 + 4 . 2rc + 4h*
ln 4(h,+ 2rc) in4(h«+ 2r„)
2лх 2лг„
Для сравнения приведем фильтрационное сопротивление
рассматриваемого участка с вертикальной скважиной без гори
зонтального канала
4 .2а
£ . ——— .In
k h* 2л 2rc
С учетом этого получается формула уменьшения фильтра
ционного сопротивления и увеличения дебита скважины-елки
по сравнению с обычной вертикальной скважиной:
1 4 2а
ln
h* 2nrc
1 4 2а
+ ln
h* 2l + 4.2nrc + 4h*
ln 4(h*+ 2rc) in 4(h * + 2rc*)
2nrc 2nr„*
1
v
h
263
, 4-2о
In
-----
. 4-2о
- + In—
l 2l + 4-2rc + 4—
ln 4(h,+ 2r.) h, in 4(h,+ 2rc,)
2nrc 2nrc,
Осуществим замену h,=—, тогда
1
—
, 4-2о
In
-----
v=
__________________
2nc
________________
1 , 4-2о '
-----------------
;
-----------
;
-------
+ In
--------------
—
1 l l 2l 4 2 4 h
----
;
-------
T + T - n
-----
;--------T 2l + 4-2rc + 4—
.* h 2 \ h I h 2 - n
4In + 2rc| 4In + 2rc*l
ln-+
-------
1 In-+--------
2nrc 2nrc,
По последней формуле для нефтяной площади с равномер
ной квадратной сеткой размещения скважин с плотностью
(2о)2 = 160 000 м2/ск в. = 16 га/скв. были сделаны расчеты
увеличения дебита нефти при применении скважин-елок по
сравнению с вертикальными скважинами. Результаты расчетов
представлены в табл. 4.10 для различных численных значений
приведенного радиуса вертикальной скважины
rc, м
........
0,1 0,04 0,01
радиуса горизонтального канала rc, = 0,04 м, расстояния между
горизонтальными каналами
h h
h*= n , м ................. 1 2 5
и длины горизонтального канала
I, м
.........
0,5 1 2 5 10 20
Приведенные радиусы вертикальных скважин rc = 0,04 м и
rc = 0,01 м соответствуют разной степени засорения их при
забойных зон. Понятно, что в таких скважинах эффект от со
здания горизонтальных каналов заметно выше.
Рассмотренные условия h, = 1 м и h, = 2 м вполне реальны,
поскольку на многих нефтяных месторождениях обособленные
нефтяные слои имеют эффективную толщину 1-2 м.
Таблица 4.11 рассчитана для следующих условий: (2о)2 =
h
= 16 га/скв. и 2о = 400 м, h = — = 0,1 м и rc, = 0,005 м.
7 J * n
264