Расчёты дебитов горизонтальных скважин вскрывших однородный пласт факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин
 Скачать 1.05 Mb.
|
|
4.1. Факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин. Мировая практика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений на шельфе показывает, что одним из перспективных направлений разработки таких залежей является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличить нефтеотдачу. Устойчивость работы горизонтальной скважины с большим дебитом требует изучения влияния нескольких факторов на производительность горизонтальных скважин. В частности, к этим факторам относятся параметры пласта: проницаемость, анизотропия, создаваемая депрессия на пласт, расположение горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта, потери давления по длине горизонтального участка ствола и др. 4.1.1 Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин полученные при идентичных параметрах пласта различными методами К настоящему времени для определения производительности горизонтальных нефтяных скважин предложено значительное число методов. К основным методам следует отметить: 1. Метод Ю.П. Борисова и др. который допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму круга:  (4.1) 2. Метод S.D. Joshi который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида:  (4.2) (4.3)3. Метод F.M. Giger который также как и S.D. Joshi допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида:  (4.4)4. Метод G.I. Renard, J.M. Dupug который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет аналогично формам, принятым в работах Joshi S.D, Giger F.M.:  (4.5) 5. Метод З.С. Алиева, В.В. Шеремета допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму полосообразного пласта, полностью вскрытого горизонтальным стволом:  (4.6)Все формулы используют следующие условия: стационарный режим фильтрации, пласт однородный и горизонтальный ствол расположен симметрично по толщине, но различаются эти методы геометрией зоны дренирования. Для расчетов дебита нефти по предложенным выше методикам приняты исходные данные (см. таблицу 4.1). Определенные по формулам (4.1)÷(4.6) дебиты горизонтальных скважин, при различных толщинах пласта h, длины горизонтального ствола Lгор, абсолютной проницаемости k, депрессии на пласт ΔP и расстоянии до контура питания Rк, приведены в таблице 2.2, в которой Q1– дебит рассчитанный по методу Ю.П. Борисова, Q2– по методу S.D Joshi, Q3– по методу F.M. Giger, Q4– по методу G.I. Renard, J.M. Dupug, Q5– по методу З.С. Алиева, В.В. Шеремета. Из таблицы 4.2. видно, что определенные по этим методам дебиты оказались достаточно разными, и разница в этих дебитах связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования. Для перечисленных формул и принятых форм зоны дренирования ограничение на длину горизонтального ствола не вводится. Однако, во всех методах, за исключением формулы (4.6), при полном вскрытии принятой зоны дренирования горизонтальным стволом величина забойного и контурного давлений совпадают, что делает полученные расчетные формулы для определения дебита нефти неустойчивыми. Это означает, что большинство из предложенных формул становится неприемлемыми в областях длин горизонтального ствола, близких к параметрам контура питания. Исходные данные фрагмента нефтяной залежи, использованные при определении дебита нефти различными методами Таблица 4.1  Результаты расчета производительности горизонтальной нефтяной скважины различными методами Таблица 4.2  4.1.2 Влияние толщины пласта Толщина пласта на производительность горизонтальной скважины влияет в меньшей степени, чем на дебит вертикальных скважин. С целью изучения влияния толщины пласта были проведены расчеты по определению дебита нефти горизонтальной скважины при различных его толщинах результата которых приведены в таблице 4.3. Ниже приведены формулы притока нефти к вертикальной и горизонтальной скважинам, из которых следует, что полученные результаты являются объективными.  (4.7)где Qв и Qг – соответственно дебиты вертикальной и горизонтальной скважин. Эта одна из причин показывающая, что бурение горизонтальных скважин для освоения ресурсов нефти оказывается рентабельным. Однако, изложенный вывод не означает, что толщина пласта мало влияет на производительность горизонтальных скважин. Дебиты нефти горизонтальной скважины при различных толщинах пласта приведены в таблице 4.3. Из таблицы 4.3. видно, что при небольшой толщине пласта прирост дебита при увеличении длины горизонтальной нефтяной скважины незначителен. Увеличение толщины пласта от h=5 м до h=60 м, т.е в 12 раз приводит к росту дебита нефти от Qн≈91 м3/сут до Qн≈899 м3/сут при Lгор=600 м, т.е в 10 раз. Характер изменения дебита скважины от толщины пласта показан при Lгор=200; 400 и 600 м на рис. 2.1. При небольших толщинах пласта отношение L/h выше, чем при значительных толщинах. Так, например, при Lгор=600 м и h=5 м, это отношение составляет L/h=120, что в 12 раз больше, чем при h=60 м, когда L/h=10.  Рис. 4.1 - Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от толщины пласта при различных Lгор Таблица 4.3 – Результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины по методу Алиева З.С., Шеремета В.В.  4.1.3 Влияние проницаемости и депрессии на пласт на производительность скважины Дебит горизонтальной скважины прямо пропорционален депрессии на пласт Р и абсолютной проницаемости k. Увеличение или уменьшение этих параметров приводят к росту или снижению дебита нефти горизонтальной скважины. Результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины при различных проницаемостях и депрессиях на пласт приведены в таблицах 2.4 и 2.5. В случае снижения абсолютной проницаемости c k=0,5 до k=0,1 Дарси при Lгор=300 м дебит нефти оказался Qн=111 м3/сут вместо Qн=553 м3/сут (см. рис. 4.2), а при уменьшении величины депрессии на пласт в 2 раза для одинаковой длины горизонтального участка ствола происходит снижение дебита нефти в 2 раза (см. рис. 4.3). Таблица 4.4 – Результаты расчетов дебита нефти при различных проницаемостях пласта   Рис. 4.2 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных проницаемостях пласта  Рис. 4.3 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных депрессиях на пласт Таблица 4.5 – Результаты расчетов дебита нефти при различных депрессиях пласта  4.1.4 Влияние асимметричного расположения горизонтального ствола при различных параметрах анизотропии пласта На производительность горизонтальных скважин параметр анизотропии влияет сильнее, чем на дебит вертикальных скважин. Для анизотропного пласта, с учетом параметра анизотропии, формула (4.6) примет вид:  (4.8)где h - толщина пласта; hi = (h-h2) - Rc - толщина пласта i - й зоны за вычетом радиуса скважины; v – параметр анизотропии, определяемый из равенства:  , kвер, kгор - коэффициенты проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях. В таблице 4.6 и на рис. 4.4 приведены результаты расчетов дебита нефти по формуле (4.8) при различных длинах горизонтального ствола и величинах параметра анизотропии v. Кривая с параметром анизотропии v =1 на рис. 4.4 показывает зависимости дебита нефти Qн от длины ствола L в изотропном пласте. При параметре анизотропии v =0,3162, что равносильно kв=kг/10, уменьшение параметра анизотропии в три раза снижает дебит нефти практически в три раза из-за низкой проницаемости пласта в вертикальном направлении.Таблица 4.6 - Результаты расчетов дебита нефти при различных анизотропиях пласта   Рис. 4.4 - Зависимость дебита нефти горизонтальной скважины от длины ствола при различных параметрах анизотропии В таблице 4.7 приведены результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины при различных толщинах пласта и проницаемостях kвер/kгор. На рис. 4.5 показаны зависимости дебита горизонтальной скважины от толщины пласта при различных соотношениях kвер/kгор при Lгор=300 м. Так, например, увеличение отношения с kвер/kгор=0,1 до 0,5, дебит нефти согласно (4.8) повышается с 19,8 м3/сут до 450,6 м3/сут. Максимальное значение Qн=753,9 м3/сут достигается при величине kвер/kгор=1. Таблица 4.7 – Результаты расчетов дебита нефти при различных соотношениях kвер/kгор  Рис. 4.5 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от толщины пласта при различных соотношениях kвер/kгор проницаемостях пласта 4.1.5 Влияние расстояние до контура питания полосообразного фрагмента залежи на производительность горизонтальной нефтяной скважины Известно, что область дренирования для горизонтальных скважин больше, чем для вертикальных из-за их конструктивных особенностей. Поэтому при использовании горизонтальных скважин их сетка должна быть более редкой, чем в случае применения вертикальных. На рис. 4.6 показано влияние расстояния до контура питания Rк на дебит горизонтальной нефтяной скважины при депрессии на пласт Р=0,1 МПа и различных длинах ствола. Из рис. 4.6 видно, что дебит нефти обратно пропорционален расстоянию до контура питания Rк. Естественно, в случае увеличения Rк при аналогичных депрессиях на пласт и длинах горизонтального ствола, приводит к снижению дебита нефти.  Рис. 4.6 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных расстояниях до границы зоны дренирования 4.1.6 Влияние асимметричности расположения горизонтального ствола по толщине полосообразного фрагмента залежи на производительность скважины Имеющиеся теоретические основы и методика определения производительности горизонтальных скважин тесно связаны с принятыми схематизациями притока нефти к горизонтальной скважине. Принципиальное отличие притока нефти к забою горизонтальной скважины от притока к забою вертикальной заключается в том, что, как правило, горизонтальная скважина всегда имеет значительный, до нескольких тысячи метров интервал притока (З.С.Алиев, В.В.Бондаренко). Большая длина фильтра, где происходит приток нефти к стволу, обуславливает необходимость создания соответствующей депрессии на пласт, допустимая величина которой, должна быть в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному в случае отсутствия фонтанных труб в горизонтальной части ствола. Если ее величина ограничена каким-либо фактором - наличием подошвенной воды или неустойчивостью коллекторов, то при значительной длине горизонтальной части ствола из-за потерь давления на трение, возникающих при движении нефти по стволу, депрессия на конечном участке ствола может быть ничтожно малой. В ряде случаев возможен вариант, когда в конце ствола Рз будет близко к Pпл. В таких случаях длина горизонтальной части ствола должна быть ограничена депрессией на пласт в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному и потерями давления в горизонтальной части ствола. Принимая во внимание различные факторы, влияющие на производительность горизонтальной скважины, в зависимости от конкретных свойств пласта: его толщины, наличия вблизи подошвенной воды, устойчивости коллекторов, длины ствола скважины, законы фильтрации нефти к горизонтальной скважине приобретают более существенное значение, чем при фильтрации к вертикальной скважине, вскрывшей пласт с ограниченной толщиной. Поиски приближенных аналитических методов определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших нефтегазоносные пласты, направлены на выбор такой модели рассматриваемой задачи, которая, не искажая физической сущности процесса фильтрации, позволит получить простые формулы для определения дебита таких скважин. Однако, одним из наиболее распространенных способов схематизации задач фильтрации является замена истинной области фильтрации пласта областью, обеспечивающей эквивалентное сопротивление, предложенная З.С. Алиевым и В.В. Бондаренко. Упрощающая схематизация задач фильтрации нефти к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразный пласт, может быть представлена следующими способами. Для симметричного расположения в пределах радиуса R=h/2 приток нефти по длине горизонтального ствола может быть представлен как плоскорадиальный, а за пределами этого круга приток может рассматриваться как плоскопараллельная фильтрация к укрупненной скважине. Большой практический интерес представляет изучение влияния расположения горизонтального ствола по толщине пласта на дебит скважины. Рассмотрим полосообразный пласт, полностью вскрытый горизон-тальной скважиной, к которой происходит приток нефти, расположенной асимметрично по толщине пласта. Необходимо определить дебит скважины в зависимости от расположения горизонтального ствола по толщине пласта. В точной постановке решение такой задачи возможно численным методом. Поэтому для получения простых аналитических формул необходимо использовать некоторые упрощающие предположения. Схема для решения поставленной задачи показана на рис. 4.1. По формулам Joshi S.D. и З.С. Алиева, В. В. Шеремета был определен дебит горизонтальной нефтяной скважины равноудаленной от кровли и подошвы пласта. Большой практический интерес для изучения представляет влияние расположения горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта на производительность скважины. В работах Joshi S.D. были предложены формулы для определения дебита горизонтальной скважины, асимметрично расположенной по толщине пласта, имеющие вид:  (4.9)где δ – вертикальное расстояние между центром скважины и серединой толщины пласта. Согласно Joshi S.D. формула (4.9) требует выполнения следующих условий:   (4.10)Для каждой из зон использован метод определения дебита горизонтальной скважины, принятый для симметрично расположенного ствола. По полученным формулам были проведены расчеты по определению дебита горизонтальной скважины, расположенной на разных расстояниях от кровли и подошвы пласта. Результаты расчетов показаны на рис. 4.7, из которого видно, что величина дебита горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразную залежь, изменяется при перемещении ствола скважины от середины продуктивного пласта к его кровле или подошве.  Рис. 4.7 - Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от расположения ствола по толщине пласта Наилучшим расположением ствола является его нахождение по середине однородного продуктивного пласта. Перемещение ствола к кровле или подошве в одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной скважины. Максимальное отклонение дебита скважины от дебита при ее оптимальном расположении (когда ствол расположен по середине пласта) и принятых исходных данных составляет 9,5%. При перемещении ствола к кровле или подошве максимальное отклонение дебита возрастает с ростом толщины пласта. 5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В настоящее время разработаны способы расчёта производительности горизонтальных скважин, учитывающие влияние фильтрационно-ёмкостных свойств пласта, его толщину, асимметрию расположения ствола скважины, свойства флюидов, длину горизонтального ствола и анизотропию фильтрационных свойств на производительность. Проанализировано влияние полноты вскрытия фрагмента полосообразного пласта и изменения фильтрационных свойств на производительность горизонтальной скважины. Проанализированы особенности определения производительности многозабойных скважин. Анализ отечественного и зарубежного опыта разработки нефтяных месторождений показывает высокую эффективность этой технологии при освоении как традиционных, так и трудноизвлекаемых запасов. Проведён расчёт производительности горизонтальной нефтяной скважины по различным методикам. Проанализировано влияние фильтрационных свойств пласта, его толщины, длины ствола, степени асимметричности положения, горизонтального ствола, параметров анизотропии, а также расстояния до контура питания на дебит горизонтальных скважин. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. - М.: Изд. Нефть и газ, 2001. 2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., В.В.Бондаренко, С.С.Сейтжанов Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющий форму сектора. Методическое пособие, М.2009 РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 3. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Давыдов В.П. Перспективы применения горизонтальных скважин на месторождениях НГДУ «Ишимбайнефть» Журнал, Нефтепромысловое дело, №2, 1996. 4. Басниев К.С., Алиев З.С., Критская С.Л. и др. Исследование влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ИРЦ Газпром, 1998. 5 |