Диссертация (1172973), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

, (1)

где k_г и k_в – проницаемость по горизонтали и по вертикали соответственно.

Известные методы расчета притока жидкости к одиночной горизонтальной скважине основаны на аналитических зависимостях между гидропроводностью пласта, депрессией на пласт и геометрией зоны дренирования, которая одними авторами принимается в виде круга или эллипсоида, другими – в виде полосы или усеченного шара.

В существующей научной литературе, посвященной притоку к горизонтальной скважине, в большинстве случаев, зона дренирования рассматривается в виде эллипса:

(2)

где а – большая полуось эллипса дренирования, которая равна

(3)

L – эффективная длина горизонтального ствола; R_к – радиус контура питания, остальные параметры общепринятые.

Проведенные по указанным выше методам расчеты и полученные результаты показывают, что теоретические дебиты ГС существенно отличаются от фактических дебитов скважин, уже введенных в эксплуатацию, поэтому требуется уточнение указанных зависимостей. Значительное различие теоретических и фактических дебитов ГС связано с недостаточным учетом трехмерного характера притока жидкости в скважины.

Проектирование горизонтальных скважин и оценка их добывных возможностей с помощью адаптированной геолого-гидродинамической модели, описывающей изменение пластовых условий (характер насыщения, распределение пластового давления и т.д.) в динамике, позволяет учитывать трехмерный характер притока к ГС.

Поскольку фактические результаты исследования керна на предмет определения проницаемости параллельно и перпендикулярно напластованию на рассматриваемой залежи не проводились и величина коэффициента анизотропии не известна, то предлагается ввести специальный адаптационный коэффициент - коэффициент «эквивалентной анизотропии» в виде следующего соотношения:

, (4)

где k_Г и k_В – соответственно массивы горизонтальной (k_ху) и вертикальной (k_z) проницаемости, определенной по геофизическим данным и модифицированной в результате адаптации гидродинамической модели по фактическим режимам работы вертикальных скважин; α – параметр, пропорциональный соотношению фактической и расчетной продуктивности горизонтальных скважин.

К
оэффициент эквивалентной анизотропии – это интегральный параметр, учитывающий: а) отличие горизонтальной и вертикальной проницаемости пласта (анизотропию), б) физические процессы, происходящие в зоне дренирования горизонтальной скважины (аналог скин-эффекта), в) особенности фильтрации пластовых флюидов к ГС. На рис. 2 представлены результаты расчетов по оценке влияния коэффициента анизотропии пласта по проницаемости на коэффициент продуктивности ГС.

Видно, что увеличение коэффициента анизотропии от 3,2 до 10,0 уменьшает продуктивность горизонтальных скважин в 1,7 раза, а его увеличение до 22,4 – в 2,5 раза по сравнению с результатом расчета при анизотропии 3,2.

Б
ыли проведены аналогичные расчеты с целью определения характера и степени влияния параметра анизотропии и на работу вертикальных скважин. Результаты расчетов представлены на рис.3.

Полученные результаты указывают на то, что влияние анизотропии на работу ВС незначительно и пренебрежимо мало. Именно это обстоятельство позволило считать, что адаптированная по истории разработки, а именно по технологическим режимам работы ВС, ГГМ вполне адекватна и позволяет проводить прогнозные расчеты с высокой степенью достоверности. Следует отметить, что, поскольку величина анизотропии практически не влияет на расчетный дебит ВС, а специальные исследования по определению фактической ее величины как на кернах, так и в открытом стволе проводятся крайне редко, в большинстве случаев этот коэффициент принимается либо по методу аналогии или волевым решением. Как показывают исследования, четкой зависимости изменения коэффициента анизотропии в пластах нет, т.е. невозможно выделить какую-либо закономерность изменения свойств сверху вниз или снизу вверх. В связи с этим решение использовать для проведения прогнозных расчетов единый коэффициент анизотропии было оправдано. Только, к сожалению, величина этого коэффициента оказалась оптимистичной, однако уточнить ее стало возможным только после получения первых результатов работы горизонтальных скважин.

Максимальная сходимость расчетных и фактических показателей работы ГС достигается при величине коэффициента эквивалентной анизотропии 20,5. Как показало сопоставление фактических и рассчитанных на модели режимов работы ГС для конкретного объекта, величина коэффициента действительной анизотропии довольно высока. При таких значениях анизотропии фактически моделируется слоистый пласт, проницаемость которого в вертикальном направлении практически отсутствует. На первый взгляд такая величина коэффициента анизотропии слишком высока и вряд ли может соответствовать действительности, однако, учитывая сложное строение залежи, а также фактически полученные результаты бурения и эксплуатации первых горизонтальных скважин, позволяют говорить о существовании больших различий в горизонтальной и вертикальной составляющих проницаемости. В связи с чем возникает необходимость оценки влияния коэффициента анизотропии на нефтеотдачу рассматриваемого объекта разработки.

И
тогом проведенных расчетов стало построение зависимости нефтеотдачи рассматриваемого объекта от коэффициента анизотропии, которая приведена на рис. 4.

Представленные результаты расчета показывают, что для условий рассматриваемого месторождения КИН изменяется в пределах от 32 до 33,5%. Учитывая полученную динамику уменьшения продуктивности ГС с увеличением анизотропии, представляет интерес оценить характер изменения КИН при увеличении доли горизонтальных скважин в общем фонде скважин месторождения. По идее тенденция к более существенным изменениям КИН должна наблюдаться с увеличением количества ГС. Однако полученные зависимости (рис. 4) не подтвердили это предположение и показали, что в данных условиях бурение горизонтальных скважин способствует более интенсивной выработке приходящихся на них запасов. Интенсивность выработки запасов нефти пласта, разрабатываемого системой горизонтальных и вертикальных скважин, при различной величине коэффициента анизотропии по проницаемости представлена в таблице 3 и на рисунке 5.

Таблица 3. Результаты расчета интенсивности выработки запасов нефти и определения нефтеотдачи.

Срок разработки (t), годы	КИН, %	Коэфф. анизотропии (  )	Количество ГС (Nгс), шт
1	2	3	4
56,9	33,13	2,2	8
54,5	33,25		18
50,0	33,35		26
58,0	32,90	3,2	8
55,7	32,96		18
50,9	33,15		26
59,7	32,68	4,5	8
57,2	32,71		18
52,1	32,97		26
60,2	32,63	5,0	8
57,6	32,67		18
52,6	32,89		26
61,3	32,53	6,3	8
58,5	32,58		18
53,5	32,78		26
62,4	32,44	7,1	8
58,8	32,55		18
54,1	32,71		26
63,8	32,33	10,0	8
59,9	32,45		18
55,2	32,59		26
65,6	32,20	15,8	8
61,6	32,29		18
56,9	32,41		26
67,1	32,13	20,5	8
63,0	32,20		18
58,0	32,32		26
68,2	32,11	22,4	8
64,0	32,18		18
58,5	32,30		26

Д

ля определения и обоснования критериев целесообразности применения горизонтальной скважины
вместо вертикальной в рассматриваемых геологических условиях необходимо оценить эффективность горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной. Для этого заменим горизонтальные скважины рассматриваемой залежи соответствующим количеством вертикальных (наклонно-направленных) скважин. То есть, таким количеством вертикальных скважин, которое способно обеспечить охват площади участка, соответствующий случаю использования горизонтальных скважин.

На рассматриваемой залежи на 1 ГС приходится 2…3 вертикальные скважины, в зависимости от длины горизонтального участка (рис. 6). Выделив площадь залежи, на которой были размещены 8 ГС, было определено, что необходимое количество вертикальных скважин, способных заменить горизонтальные скважины составляет 19 ВС (в среднем 1 ГС = 2,4 ВС). Разместив 19 ВС по проектной сетке плотностью 32 га/скв. и проведя серию гидродинамических расчетов, были построены зависимости коэффициента извлечения нефти участка от коэффициента анизотропии при использовании ГС и ВС соответственно. Кроме того, по выделенной группе скважин, вертикальных и горизонтальных, были рассчитаны средние коэффициенты продуктивности, а также по известной динамике технологических показ
ателей разработки участка проведена экономическая оценка целесообразности бурения ГС вместо ВС.

Данные зависимости позволили выявить области, определяющие в рассматриваемых геологических условиях целесообразность бурения ГС как метода увеличения нефтеотдачи (МУН). Точка пересечения данных зависимостей по ВС и ГС определяет предельное различие в вертикальной и горизонтальной составляющих проницаемости, при котором отбор приходящихся на ГС запасов нефти сопоставим с запасами, приходящимися на ВС. В рассматриваемых геологических условиях предельная величина коэффициента анизотропии по проницаемости пласта составила 5,0. Таким образом, при различии горизонтальной и вертикальной проницаемости более чем в 25 раз бурение ГС приводит к снижению КИН и указывает на то, что в таких условиях более оправдано использовать вместо горизонтальных вертикальные скважины. Соответственно при более высоких значениях коэффициента анизотропии применение ГС нецелесообразно и ведет к дальнейшему существенному уменьшению нефтеотдачи. Используя в качестве исходных данных стоимость строительства ГС (в 2,4 раза больше, чем стоимость 1 ВС) и проведя дополнительные расчеты и построения зависимостей продуктивности и накопленного дисконтированного потока наличности при соответствующей анизотропии пласта по проницаемости, были определены области, приемлемого (область II) и отрицательного (область III) эффекта бурения ГС.

Характеристики

Список файлов диссертации