Расчёты дебитов горизонтальных скважин вскрывших однородный пласт факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин
 Скачать 1.05 Mb.
|
|
ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ…...………………………………………………………...……….2 1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ………………………...….………………4 2. РАСЧЁТЫ ДЕБИТОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ВСКРЫВШИХ ОДНОРОДНЫЙ ПЛАСТ 3.1. Факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин.…………….…………………………………….……...21 3.1.1 Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин полученные при идентичных параметрах пласта различными методами …..…………………………………………………........................................…21 3.1.2 Влияние толщины пласта………………………………….…….…......27 3.1.3 Влияние проницаемости и депрессии на пласт на производительность скважины……………………………………………………………….……..27 3.1.4 Влияние асимметричного расположения горизонтального ствола при различных параметрах анизотропии пласта…………………………...….29 3.1.5 Влияние расстояние до контура питания полосообразного фрагмента залежи на производительность горизонтальной нефтяной скважины…32 3.1.6 Влияние асимметричности расположения горизонтального ствола по толщине полосообразного фрагмента залежи на производительность скважины………………………………………………………………..……33 4. АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ…………………………………………………..…….……37 ЗАКЛЮЧЕНИЕ.…………………………………………………..…..….…..44 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……..……………………………………..……....45 1.ВВЕДЕНИЕ Рентабельность разработки нефтяных и газовых месторождений существенно зависит от производительности скважин. При освоении месторождений, расположенных в шельфовой зоне, имеющих небольшую толщину, низкие фильтрационные свойства, залегающих на больших глубинах, а также при разработке нефтяных оторочек использование вертикальных скважин в большинстве случаев становится нерентабельным из-за высокой себестоимости добычи нефти и газа, низкой производительности и неустойчивой работы таких скважин. Для освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальные скважины получили широкое применение с 80-х годов прошлого века. Необходимость использования горизонтальных скважин с каждом годом возрастает и связана с тем, что большая доля добычи углеводородов приходится на месторождения с низкой проницаемостью коллекторов, их расположением в акваториях морей, с незначительными толщинами нефтяных оторочек и залежей с подошвенной водой. Конструктивные особенности горизонтальных скважин в отличие от вертикальных позволяют получать дебиты в несколько раз превосходящие производительность вертикальных скважин. Причем увеличение дебита горизонтальных скважин обеспечивается за счет увеличения поверхности фильтра. Поверхность фильтра вертикальных скважин ограничена толщиной вскрываемой ими пласта и диаметром ствола, тогда как для заданной величины толщины пласта и диаметра скважины, геометрические параметры поверхности фильтрации горизонтальных скважин зависят от длины горизонтального участка ствола. Эти особенности горизонтального ствола подчеркнуты практически всеми исследователями. Поэтому поиск и выбор обоснованных конструкций горизонтальных скважин, учитывающих емкостные и фильтрационные свойства пористой среды, неоднородность и параметр анизотропии, загрязнение призабойной зоны при вскрытия пласта, размещение горизонтального ствола по толщине и относительно контуров зоны дренирования, профиль горизонтального участка и полноту вскрытия фрагмента, может быть осуществлен только при точной постановке задачи о притоке флюидов к такой скважине с использованием теоретических основ многомерной и многофазной фильтрации. 2. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Детальный анализ работ, выполненных до 2000 г., и посвященных производительности горизонтальных нефтяных скважин, приведен в работе З.С. Алиева, В.В. Бондаренко, Б.Е. Сомова. Среди многочисленных задач, решаемых при проектировании разработки, наиболее существенными являются задачи, связанные с притоком нефти или смеси флюидов к горизонтальным скважинам. Эти задачи могут быть решены приближенными аналитическими и «точными» численными методами. Имеющиеся приближенные методы определения тех или иных параметров таких скважин и вскрываемых ими пластов существенно отличаются от реальных условий по принятой схематизации задачи, по допущениям относительно величин пластового и забойного давлений, расстоянию до границы зоны дренирования, полноте вскрытия пласта и т.д. Ниже дается краткий обзор проведенных отечественными и зарубежными исследователями работ в этой области. И.А. Чарный получил решение притока несжимаемой жидкости к горизонтальному стволу, ассиметрично расположенному относительно контуров питания с расстояниями Rк1, Rк2 и контурными давлениями Pк1, Pк2 соответственно. При условиях, что расстояние до границы пласта H больше или равно толщине h т.е. Н ≥ h. Для случая, когда горизонтальный ствол расположен симметрично контуру питания, автором получено следующее уравнение:  (1.1)где k - проницаемость пласта; Pк, Pс - давления на контуре питания и на забое скважины; μ - вязкость нефти; Н – расстояние от скважины до границы пласта; h – толщина пласта; Rc - радиус скважины. Позднее А.М. Пирвердян в изучил аналогичную задачу для случая, когда одна из границ закрыта (непроницаема), например, при Rк=Rк1, а на второй границе Rк=Rк2 задано давление Pк2. С учетом данного условия приток нефти к горизонтальному стволу представлен в виде:  (1.2) где a – расстояние от оси горизонтального ствола до кровли или подошвы пласта. При симметричном расположении горизонтального ствола по толщине a = h/2. В работе В.П. Пилатовского задача решена в более общей постановке для случая, когда скважина расположена несимметрично относительно кровли и подошвы пласта, а на контурах питания заданы разные давления. При условиях Pк1 = Pк2 = Pк и когда горизонтальный ствол расположен симметрично относительно контуров питания, автором получено следующее уравнение:  (1.3) Теоретические исследования И.А. Чарного и А.М. Пирвердяна в посвящены вопросам притока жидкости к горизонтальным скважинам бесконечной длины в пластах конечной толщины. Если использовать эти формулы для определения дебита горизонтальных скважин конечной протяженности, то результат будет заниженным, причем ошибка при разных длинах скважин и толщинах пласта не поддается строгому определению. Кроме того полученные формулы пригодны только для полосообразной залежи. В работах З.С. Алиева и В.В. Шеремета, В.В.Бондаренко предложена формула для определения дебита нефтяной горизонтальной скважины полностью вскрывшей полосообразный фрагмент однородного пласта. По этому методу допускается, что область фильтрации состоит из двух зон, в каждой из которых в близи ствола толщина пласта считается функцией радиуса, т.е. h=h(r) (см. рис.1).  Рис. 1.1 - Схема расположения стола горизонтальной скважины по толщине пласта: 1 – симметричное; 2 – асимметричное. Уравнение для определения дебита нефти согласно работе З.С. Алиева и др. имеет вид:  (1.4) В случае, если ствол горизонтальной скважины расположен асимметрично по толщине, то дебит скважины будет определяться суммой дебитов из верхней и нижней зон, (см. рис.1.1 б) по формуле:  (1.5)где h - толщина пласта; hi = (h-h2) - Rc - толщина пласта i - й зоны за вычетом радиуса скважины; B – объемный коэффициент нефти. Для анизотропного пласта дебит горизонтальной нефтяной скважины определяется по формуле:   (1.6) где v – параметр анизотропии, определяемый из равенства: v = (kв/kг)0,5, kв, kг - коэффициенты проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях. В данном случае учет влияния параметра анизотропии осуществлен по формуле, полученной для изотропного пласта путем уменьшения толщины пласта на величину v. Такой подход был экспериментально проверен в работах З.С. Алиева, В.В.Бондаренко и др. Другой способ получения уравнения притока к горизонтальному стволу базируются на разделении области фильтрации на внешнюю и внутреннюю зоны. Во внешней зоне поток считается плоским – двухмерным в горизонтальной плоскости. Во внутренней зоне – трехмерным к эллипсоиду вращения, который имитирует горизонтальной ствол с радиусом Rc. Совместное решение уравнений притока жидкости в этих зонах использовано В.П. Меркуловым и для нефти имеет вид:  (1.7) Если ствол скважины перемещен относительно центра зоны дренирования на расстояние «δ», то решение, полученное В.П. Меркуловым в для притока нефти, будет иметь вид:  (1.8)где L – длина горизонтального ствола; a=0,5L+2h - большая полуось эллипса; b=(2Lh+4h2)0,5 - малая полуось эллипса; c=0,5L - фокусное расстояние; Rc - радиус зоны на который поток, становится радиальным по отношению к горизонтальному стволу; λ=ƒ(α, ω) где α=L/2h, ω=δ/h, δ - эксцентриситет ассиметричного расположения оси горизонтального ствола по толщине. Если контур питания прямолинейный и ствол расположен ассиметрично по толщине, то формула (1.7) для притока нефти по аналогии(В.П.Меркулов) слагаемое  заменяется выражением  и будет иметь вид:  (1.9)Для определения дебита нефтяной горизонтальной скважины в анизотропном круговом пласте В.П. Меркулов получил следующее уравнение:  (1.10) Возможность получения решения притока нефти путем разделения потока на две зоны в горизонтальной и вертикальной плоскостях использована в работах S.D. Joshi. Идея предложенного им метода состоит в том, что вначале определяются фильтрационные сопротивления, возникающие при течении флюида в названных плоскостях, а затем после их сложения находится зависимость дебита нефти от депрессии. При симметричном расположении горизонтального ствола по толщине S.D. Joshi в работе предложил следующую формулу притока нефти к скважине:  (1.11)где A – половина большой оси эллипса (см. рис. 1.2), т.е х. дренирования определяемая по формуле:  (1.12) где ΔР – перепад между давлениями на границе контура питания и на забое скважины.  Рис. 1.2 - Схема расположения ствола горизонтальной скважины, дренирующей зону в форме эллипса Если ось горизонтального ствола перемещена относительно серединной плоскости пласта на расстояние «λδ», то формула (1.11) примет вид:  (1.13) где λδ - расстояние от центра пласта до горизонтального ствола. Формулу (1.11) с учетом параметра анизотропии можно представить в виде:  (1.14) При L |