Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

Глава 4

РАСЧЕТ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

4.1. РАСЧЕТ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

ВЕРТИКАЛЬНЫМИ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ

СКВАЖИНАМИ

Процесс извлечения запасов нефти из нефтяных пластов характеризуется четырьмя параметрами: общим дебитом нефти всей системы скважин, подвижными запасами нефти, показателем неравномерности вытеснения нефти агентом в пределах типичного (среднего) элемента нефтяной залежи и коэффициентом различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, которые обозначим q0, Q„, V2 и ц0.

Если эти параметры известны, то тогда, используя уравнения разработки нефтяной залежи, можно рассчитать: динамику добычи нефти

(О I f"1

q (t) =-------Зо----------. I Q4) _ у qC0

Q(P +• q|P V i=1

динамику добычи жидкости

\ (О / t-1 \

qg = q (t) + (q^-q (t))^o; c?>-*------O^-J^,

n(t) _ (0 \ i=1 /

0 2

и динамику числа работающих скважин

q0

,*) '2.Q*>

2Q Fo+-q0

fo_(t)

«ью

n^-Jn®!,

а также годовую потребность в текущих ремонтах скважин

t-1

200

Artf=1-n*> тт

и в капитальных ремонтах или дублировании скважин

Тс

В этих формулах: Qjp — начальные извлекаемые запасы нефти; Q? - расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости, которые определяются через начальные подвижные запасы нефти 0? с учетом показателя неравномерности (неоднородности) V2 и А расчетной предельной доли вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины, которая прямо связана с А2 - предельной весовой долей агента в весовом дебите жидкости добывающей скважины

А =-------^-------;

(1_А2).Ио + А2

Cf = Qf-K3; Q? = Cf-F; К3 = КЗН + (КЗК-КЗН)-А;

F = Кзн + (КЗК - Кзн)-1п—; 1 -А = ек»-к"

1 - А

F-K3>

Кзк-К3 =е"к„-к„. р-кз =1пКзк-Кзн.

¦^¦зк— "^-зн "^-зк— "^-зн "^-зк— "^-З

Кзн=--------------; Кзк 1

1,2 + 4, 2-V2 0,95 + 0, 25- V2

При проектировании разработки нефтяных залежей нередко вполне возможно бывает принять qj; = q1 • Щ , Q$ = = 01-^°; Q^=Qf0 Ч° Тогда уравнения разработки нефтяной

залежи принимают вид

1 / t-1 \

q(°= ^-------Q1-rf-Jq»;

1 1 \ i = 1 '

Q0 + • q0

2

201

<%-<?+№

q(t)U;

1

q0

/ t-1 \

' 1o

Q

1 n(t) =_____4o_

2'QF+--%

/on1 t_1 \

!2-^<>.n*>-jn(t)1

4o

Напомним, что в приведенных уравнениях разработки неф-

Q1 и Q1 берутся на середину

тяной залежи величины

4)

рассматриваемого t-ro года разработки; что величина коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента определяется по идее точечно сосредоточенных фильтрационных сопротивлений по следующей формуле:

И-о------(1 + (0-Y,,

2 v '

соотношение подвижностей вытесняющего агента и пластовых условиях; у, - вес агента, замещающего

где ц, нефти

единицу веса нефти (без учета веса растворенного в ней газа) в пластовых условиях; что Q„ - подвижные запасы нефти, равные общим геологическим запасам нефти Qa, умноженным на коэффициент сети К1( коэффициент вытеснения К2 и коэффициент надежности К4°, если только не дублирование аварийно выбывших скважин: при дублировании

осуществляется

Q, = QA • K1 • К2;

без дублирования

Q, = QA • K1 • К2 • К4°

Величины Q, - подвижных запасов нефти и ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, не зависящие или слабо зависящие от вида скважин (вертикальные они или горизонтальные), определяются известным путем и здесь считаются постоянными.

202

Здесь определяются важнейшие параметры, сильно зависящие от вида скважин (вертикальные или горизонтальные), а именно: q0 - амплитудный дебит скважин (кроме влияния зональной неоднородности по проницаемости слоев и пластов на снижение средней проницаемости для фильтрационного потока и влияния малого числа исследованных скважин на надежность определения динамики добычи нефти) и V2 - общая неравномерность вытеснения нефти агентом. Делается это для различных схем размещения вертикальных и горизонтальных, добывающих и нагнетательных скважин.

На рис. 4.1 изображены схемы размещения вертикальных скважин.

На рис. 4.2, Ф однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную. На рис. 4.2, b однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет две вер-тикальные. Схема рис. 4.2, с аналогична схеме рис. 4.2, Ь, но

Риг, й \ Охрмът пязмртпрния прптикялытътх гтспяжин*

t - пятирядная- b - трехрядная- с - однорядная- d - площадная 5-точечная-е - площадная обращенная 9-точечная- 1 - вертикальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная скважина

203

Рис. 4.2. Схемы размещения вертикальных и горизонтальных скважин:

/ - горизонтальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная скважина

Рис. 4.3. Схемы размещения горизонтальных скважин:

/ - горизонтальная добывающая скважина; 2 - горизонтальная нагнетательная скважина

вдвое сокращено число нагнетательных вертикальных скважин. На рис. 4.2, d площадная добывающая горизонтальная скважина заменяет полторы добывающие скважины.

На рис. 4.3 изображены схемы размещения горизонтальных скважин: однорядная горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную скважину (рис. 4.3, а) и однорядная горизонтальная скважина заменяет две вертикальные скважины (рис. 4.3, 6), площадь на скважину увеличена вдвое.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЩЕГО ДЕБИТА СКВАЖИН

Вертикальные скважины Многорядное расположение добывающих скважин

Рассматриваем большую нефтяную площадь, которая разрезающими нагнетательными рядами разрезана на широкие полосы. Выделяем одну из полос. В пределах этой полосы между двумя параллельными разрезающими нагнетательными рядами

204

находится несколько параллельных добывающих рядов. Будем рассматривать 5-рядную полосу с 5-ю добывающими рядами. Будем применять предложенную Ю.П. Борисовым расчетную схему эквивалентных фильтрационных сопротивлений с выделением внутренних фильтрационных сопротивлений рядов скважин и внешних фильтрационных сопротивлений полос нефтяных пластов, расположенных перед рядами скважин до предыдущих рядов; 5-рядная полоса с симметричным расположением рядов скважин содержит два 1-х ряда, два 2-х ряда и один 3-й ряд. Формулу дебита запишем для одной симметричной половины 5-рядной полосы, которая содержит половину разрезающего нагнетательного ряда (потому что нагнетательный ряд работает на две стороны, а мы рассматриваем одну сторону), один 1-й добывающий ряд (номера добывающих рядов по порядку по мере удаления от нагнетательного ряда), один 2-й добывающий ряд и половину 3-го ряда, который работает на две симметричные половины полосы, называется стягивающим и, когда будут выключены из работы 1-е и 2-е ряды, будет стягивать с двух сторон фронты вытесняющей воды. Формулу запишем для случая, когда у всех нагнетательных скважин одинаковое забойное давление Рся и у всех добывающих скважин одинаковое забойное давление Рсэ:

40 *сн ~ *сэ

2 Ю)

, „ ч СО?

(Ю1 + У2 + ю2-'-со2

где q0 - общий дебит всей рассматриваемой 5-рядной полосы нефтяной площади; Рся и Рсэ - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин; юн - внутреннее фильтрационное сопротивление разрезающего нагнетательного ряда

ю =

1 и 1 -1п2сГб

пв k-h 2я 2ж-гс

Qt - внешнее фильтрационное сопротивление полосы между нагнетательным и 1-м добывающим рядами; wx - внутреннее фильтрационное сопротивление 1-го добывающего ряда,

Q ±-----L^ J.H.L.ln2?i_;

k-h 2ах-щ щ k-h 2я 2ж-гс

Q2 - внешнее фильтрационное сопротивление полосы между 1-м и 2-м добывающими рядами; ю2 - внутреннее фильтрационное сопротивление 2-го добывающего ряда,

205

|i L2 1 |i 1 2a 2

Q _.___. _._._.ln

k-h 2a2-n2 n2 k-h 2ж лж-гс

Q3 - внешнее фильтрационное сопротивление полосы между 2-м и 3-м добывающими рядами; ю3 - внутреннее фильтрационное сопротивление 3-го добывающего ряда,

[I U

Q3 = _._; Юз=_._._.ln

k-h 2а3-п3 п3 k-h 2ж 2ж-гс

k- h

----- - гидропроводность нефтяных пластов; пИ, пи п2, п3 -

|i

числа скважин соответственно в нагнетательном, 1-м, 2-м и 3-м добывающих рядах; 2он, 2ov 2o2, 2о3 - расстояние между соседними скважинами соответственно в нагнетательном, 1-м, 2-м и 3-м добывающих рядах; Lu L2, L3 - ширина полосы соответственно между нагнетательным и 1-м добывающим рядами, между 1-м и 2-м добывающими рядами, между 2-м и 3-м добывающими рядами; гс - радиус скважины.

Для иллюстрации этой формулы приведем числовой пример.

к ¦ h Пусть гидропроводность нефтяных пластов равна ----- = 1,

и разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин равна Рся - Рсэ = 100; сетка размещения скважин равномерная квадратная: 2он = 2oj = 2о2 = 2о3 = 400 м и L4 = L2 = = L3 = 400 м, удельная площадь на скважину S1 = 2о • L = 400 х

х 400 = 160 000 м2 = 16 га. При общем числе скважин п0=^ +

+„+„ ?+п 3+п ?+и1+^ = —+ 100 + 100 + 100 + 100 + 100 + М = 600 и

2 2 2

ра-диусе скважины гс = 0,1 м получается

ю =-----1-----In--------=-----1,0275 = 0,01027 — 0,01,

100 2я 2я-0,1 100

аналогично mt = 0,01, ю2 = 0,01, ю3 = 0,01; Q,= 1 • =

400 • 100

= 0,01; аналогично Q2 = 0,01; Q3 = 0,01;

q0 _ 100 97с;П-

Т=(2-0,01+0,01 + 0,01)-0,01- °'01 '

(Q01+0,01+0,01)-0,01 °'01

(0,01 + 0,01+2-0,01) q0 = 5500.

206

А если исключить 3-й добывающий ряд (принять ю3 = ») и от 5-рядной полосы перейти к 4-рядной полосе, то будет

q0 = 100

Т 0,01

(2-0,01 + 0,01 + 0,01)-0,01-

2727,27; qQ = 5454,5.

(0,01+0,01 + 0,01)

Видно, что общее число скважин уменьшается в ---- = 1,2 раза,

500

а общий дебит уменьшается в J^°° = 1,0083 раза. Исключим

J 5454,5 F

один из 2-х добывающих рядов и от 4-рядной полосы перейдем к 3-рядной полосе

q0 = 100

^ o,o1°

= 2666,67; о =5333,33.

(2-0,01+0,01 + 0,01)-0,01-

(0,01+0,01 + 2-0,01)

Видно, что общее число скважин уменьшается в ---- = 1,5 раза,

400

а общий дебит уменьшается в 550° =1,0113 раза. Исключим

5333,33

2-й добывающий ряд (примем ю2 = ») и от 3-рядной полосы перейдем к 2-рядной полосе

q0 = 100

2 (2-0,01 + 0,01 + 0,01)

2500; 90 = 5000.

Видно, что общее число скважин уменьшается в ----= 2раза, а

300

общий дебит уменьшается в 5^^ = 1,1 раза. Наконец, исключим

5000

один из 1-х добывающих рядов и от 2-рядной полосы перейдем к 1-рядной полосе

q0 = 100

2 (2-0,01+0,01 + 2-0,01)

2000; <70 = 4000.

Видно, что общее число скважин уменьшается в ----= 3 ра-

200

за, а общий дебит уменьшается в -----= 1,375 раза, следова-

4000

тельно, удельный дебит на скважину увеличивается в

^ = 2,1818,2,2 раза. 1,375 F

Таким образом, при прочих равных условиях переход от

3-рядной полосы к 5-рядной практически не увеличивает общий

207

дебит (увеличивает в 1,0313 раза, но при этом еще не учтено отрицательное влияние зональной неоднородности пластов), одновременно уменьшает дебит на пробуренную скважину (вместе берем добывающие и нагнетательные) в 1,4545 раза. Напротив, переход от 3-рядной полосы к 1-рядной полосе уменьшает общий дебит в 1,3333 раза и увеличивает дебит на пробуренную скважину в 1,5 раза.

Получается так, что увеличение числа добывающих рядов в полосе между двумя разрезающими нагнетательными рядами с 3 до 5 и далее практически не увеличивает общий дебит, но резко снижает дебит на пробуренную скважину. Это обстоятельство объясняет фактическое довольно большое применение 3-рядных полос на разрабатываемых нефтяных месторождениях. Преимущество 3-рядной полосы перед 2-рядной полосой в том, что имеется центральный стягивающий добывающий ряд; но общий дебит 3-рядной полосы больше дебита 2-рядной полосы всего в 1,0666 раза, тогда как общее число скважин больше в 1,3333 раза, а число добывающих скважин больше в 1,5 раза, и дополнительный дебит на дополнительную скважину меньше

в 0^ = 5 раз, а дополнительный дебит на дополнительную

0,0666 r J

добывающую скважину меньше в ^ = 7,5 раза. Поэтому в

•^ J 0,0666 ^ J

расчетах было принято приближенное правило, что добывающие скважины, расположенные относительно нагнетательных скважин на 2-й и последующих орбитах, не влияют на общую добычу нефти.

Тот факт, что переход от 3-рядных полос к 1-рядным увеличивает дебит на пробуренную скважину в 1,5 раза, а на вводимых в разработку нефтяных месторождениях такой переход почти никогда не делают и обычно применяют 3-ряд-ные, 5-рядные и даже 7-рядные полосы, говорит о резервировании значительной части потенциально возможной производительности нефтяных пластов. В каких-то ситуациях такое резервирование производительности бывает целесообразно, в других ситуациях - нет; особенно, если нефтяные пласты обладают пониженной, низкой и ультранизкой продуктивностью.

Отметим, что возможны иные пути резервирования производительности нефтяных пластов, например повышением забойного давления добывающих скважин и понижением забойного давления нагнетательных скважин относительно потенциально возможных уровней. Другой пример резервирования: по

208

многорядным полосам осуществляют выравнивание средних дебитов добывающих скважин всех рядов за счет повышения забойного давления добывающих скважин первых рядов.

Наверное, было бы правильно всякое резервирование избыточной производительности нефтяных пластов тратить на благую цель повышения нефтеотдачи - осуществлять многочисленные разнообразные гидродинамические исследования скважин, проводить циклическую и знакопеременную закачку воды и многое другое.

Горизонтальные скважины Однорядное расположение добывающих скважин

Вопрос: в чем принципиальное отличие определения общего дебита нефтяной площади при применении горизонтальных скважин по сравнению с применением вертикальных скважин?

Ответ: в определении внутренних фильтрационных сопротивлений рядов скважин в соответствии с расчетной схемой эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова.

Так, при применении вертикальных скважин внутреннее фильтрационное сопротивление ряда определяется по следующей формуле:

1 и, 1 ] АО

ю =—•*— •—-In------,

п k-h 2я 2ятс

а при применении горизонтальных скважин - по следующей формуле:

1 ц 1 Л 2а h , h \ ю =------------| In— +—Тп------1 ;

п k-h 2л [ I I 2л-г

в этих формулах: п - число скважин рассматриваемого ряда; — - гидропроводность нефтяного пласта; h - эффективная

толщина этого пласта; 2о - расстояние между соседними скважинами ряда; гс - радиус скважины; / - горизонтальная длина горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта. Обычно у нефтяных пластов определяют две толщины: общую и эффективную; причем общая бывает заметно или значительно больше эффективной, поскольку общая, кроме эф-

209

фективной, включает в себя неэффективную толщину. Обычно нефтяные пласты состоят из нескольких или многих проницаемых нефтяных слоев (это - эффективная толщина) и их разделяющих непроницаемых прослоев (это - неэффективная толщина). Бывает, что толщина разделяющих прослоев (неэффективная толщина) в два-три раза превосходит толщину проницаемых слоев (эффективную толщину). Так, например, по XIII и XIV горизонтам - основным нефтяным пластам известного очень крупного нефтяного месторождения Узень.

Обозначим число проницаемых нефтяных слоев у рассматриваемого нефтяного пласта через псл, общую толщину нефтяного пласта через ho6, эффективную толщину нефтяного пласта h, эффективную толщину отдельного слоя пласта ----, об-

щую горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта /г, горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах отдельного нефтяного слоя

"об "ел

С учетом всего этого при многослойном нефтяном пласте внутреннее фильтрационное сопротивление ряда горизонтальных скважин имеет вид

1 И 1 2°Аб-"сл Кб h

ro = L.J!.L.| In об сд+^-1п

п k-h 2я L-h L я -2я-

где п - число горизонтальных скважин в рассматриваемом ряду (или рассматриваемых рядах); псл - число слоев нефтяного

пласта; — - гидропроводность; ho6 и h - общая и эффектив-

\х

ная толщины этого нефтяного пласта; гс - радиус скважины.

При этом формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных нагнетательных и добывающих рядов вертикальных скважин будет

Я,

со„ н------Q + со
н 2
Р - Р
сн сэ

1
k-h
1 , 2а„ 1 и L 1
------In------— +-----------------------+
2я 2ж-гг 2 k-h 2а- п п
k-h
1
2я
•In 2°
2я • гг

210

где ns - число нагнетательных скважин; п - число добывающих скважин; 2он - расстояние между соседними скважинами в нагнетательном ряду; 2а - расстояние между соседними скважинами в добывающем ряду; L - расстояние между нагнетательными и добывающими рядами.

Формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных рядов нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин имеет вид

%=—^1

со„ н------?2 + со

н 2

п k-h 2л \ L-h L и -2яг

1 И L 1 \х 1 (. 2а-ко6-псл ho6 h \

2 k-h 2a-n n k-h 2я ^ l^-h ^ исл-2ягС/)

Формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных рядов нагнетательных вертикальных скважин и добывающих горизонтальных скважин

° 1
со„ н------?2 + со
н 2

Р -Р
СН СЭ

1 (Д, 1
пв k-h 2я
, 2а„ 1 ц L 1 и 1 2я-г 2 k-h 2а-п п k-h 2л

J
2a-ho6-nc ho6 h \

По приведенным формулам сделаем расчеты.

k- h Пусть гидропроводность пласта равна ----- = 1, а эффек-

тивная общая и толщины этого пласта равны h = 10 м и ho6 = = 20 м. Радиус скважины равен гс = 0,1 м. Разность забойных

Р ~ Р

'сн J сэ

211

давлений нагнетательных и добывающих скважин Pcs - Рсэ = = 100. Сетка скважин равномерная квадратная 2он = 2о = L = = 400 м. Общее число нагнетательных скважин ин = 100 и общее число добывающих скважин п = 100. Общая горизонтальная длина горизонтальной скважины /г = 200 м. А число проницаемых нефтяных слоев может быть псл: 2, 4 или 8.

Сначала определим общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных скважин.

Фильтрационные сопротивления

1 Ц 1 1 2он 1 1 , 400 1

ю =-----------------In-----— = —-1 • — -In--------= — -1,0275 ss 0,01

н ns k-h 2я 2я-гс 100 2я 2я • 0,1 100

ю = 0,01; Q = JJ-— = 1- 400 =0,01. fe-A 2a-и 100-400

Общий дебит нефтяной площади

q= Рси~Рсэ =--------------------= 4000.

° 1 0,01 + 0,005 + 0,01

ю„н-----У + со

н 2

Теперь определим общий дебит нефтяной площади для варианта горизонтальных скважин. Фильтрационные сопротивления

1 и 1 (, 2а -h 6-n h 6 h \

1) =---------г----------I In-----S-----оо сл+_од_-----------------

н пя k-h 2я { lT-h lT псд-2я-гс

1 1 1 (, 400-20 , 20 , 10 20 , ^

100 2% [ 200-10 сл 200 2я-0,1 200 сл)

=—•—•(1,3863+0,2767 + 0,9-lna = 0,002647+0,001432-lnn

100 2я \

"а

да

0,002647+0,001432-1пи • Q=b^-----^—1- 400 =0,01.

Общий дебит нефтяной площади

q Р™ - Рсэ

0 1

со„ н------У + со

н 2

212

100

0,002647+ 0,001432-lnwCJI + Q005+0,002647 +0,001432-1пис 100

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

0,010294+0,002864-1пясл' 2 4 8

q0........... 8144 7010 6154

Как видно, на рассматриваемой нефтяной площади при прочих равных условиях применение горизонтальных скважин вместо вертикальных скважин приводит к увеличению общего дебита в 1,539+2,036 раза.

А если бы нефтяной пласт был монолитным й = Аоб= 10ми псл = 1, то фильтрационные сопротивления были бы

ю =

н

1 и 1 (, 2а„ h , h \ —•*—•—• In—- +—-In------

пя k-h 2ж \ 1Т 4 2л-гс

_1.1.1.fl„J^ +1O-In1^] =0,001323; 100 2я [ 200 200 2jt - 0,1J

со = 0,001323; Q = 0,01, а общий дебит нефтяной площади был бы

0 1

ю„ н------?2 + со

н 2

100 12 663,

0,001323 + 0,005 + 0,001323

что выше, чем по варианту вертикальных скважин в

12663 о ------= 3,165» раза.

4000

А если бы горизонтальная длина горизонтальной скважины была бы равна расстоянию между соседними скважинами в ряду /г = 2он = 2о = 400 м, то тогда общий дебит нефтяной площади был бы

юо а„ =---------------------------= 19 156,

0,00011 + 0,005+0,00011

что выше, чем по варианту вертикальных скважин в

19156

4,7о91 раза.

4000

213

А если бы горизонтальная длина горизонтальной скважины была бы втрое больше /г = 3-400 = 1200 м, но скважин было бы втрое меньше, то дебит горизонтальной скважины дополнительно увеличился бы втрое с -------= 191,56 до 191,56-3 =

100

= 574,68.

При этом дебит горизонтальной скважины стал бы выше дебита вертикальной скважины в 4,7891-3 = 14,3673 е 14,4 раза.

Таким образом, было показано, когда, в каких условиях дебит горизонтальной скважины бывает выше дебита вертикальной скважины всего в 1,5+2 раза, когда в 3,2+4,8 раза и даже в 14,4 раза. Подчеркнем, что значительное превосходство по дебиту горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными скважинами наблюдается по монолитным нефтяным пластам.

Теперь вернемся к многослойному нефтяному пласту с общей толщиной ho6 = 20 м и эффективной толщиной h = 10 м, к равномерной квадратной сетке скважин 2он = 2о = L = 400 м при радиусе скважины гс = 0,1 м.

Определим общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с горизонтальной длиной 1г = 200 м:

Р_-Я ЮО

1 ^ 0,01 + 0,005 + 0,002647 + 0,001432-1пя н 2

сл

2 4 8

q0........... 5364 5094 4849

Как видно, замена только половины вертикальных скважин

горизонтальными увеличивает общий дебит нефтяной площади

в 1,2121+1,3413 раза; оказывается, что уменьшение применения

горизонтальных скважин в 2 раза приводит к снижению эф-

, 6154-4000

фекта от их применения в -------------= 2,5371 раза и

4849 - 4000

8144-4000

--------------= 3,0381 раза.

5364 - 4000

Таким образом, получается, что сочетание вертикальных и горизонтальных скважин не увеличивает, а, наоборот, уменьшает относительную эффективность горизонтальных скважин.

Далее рассмотрим другой вариант нефтяной площади с другим сочетанием горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин.

Покажем размещение горизонтальных и вертикальных скважин на схеме, изображенной на рис. 4.4.

214

Рис. 4.4. Схема размещения вертикальных нагнетательных и горизонтальных

добывающих скважин

Эта схема имеет сходство с известной обращенной 9-точечной схемой площадного заводнения. Но там все вертикальные скважины, и в ячейку сетки скважин входят четыре четверти и четыре половины добывающих скважин и одна центральная нагнетательная скважина. А здесь в центре квадратной ячейки одна вертикальная нагнетательная скважина и по сторонам квадрата четыре половины горизонтальных добывающих сква-жин.

Общий дебит нефтяной площади с сеткой горизонтальных и вертикальных скважин определяется по следующей формуле:

Р -Р

0 I 1\

1 + 4-— шнн

{ 2

00 =—•-----

н k-h 2л

1 1 2а •In

2л-rr

Q =

И (2а)2 _ \i 1. k-h (4-2o\ k-h 4'

\ 2 /

и

0

215

co = ^-J-|ln2CTto6/w-+V-ln h

k-h 2я lT-h iT nCJl-2x-rc

При n0 = ns + n = 67 + 133 = 200, Pcs - PC3 = 100, — = 1, ho6 =

= 20 м, h = 10 м, 2o = 400 м, rc = 0,1 м, /г = 200 м

ro = l.J.ln^^^l,0; ?2 = 1-1 = 0,25;

2я 2it-0,l 4

, 1 Л 400-20 , 20 , 10 20 , ^

ro = l-—-i In----------+ mn +------In-----------------'Inn i =

2я ^ 2it-10 сл 200 2я-0,1 200 CJIJ

= 0,2206 + 0,0440 + 0,1432 • In псю

200 100 20 000

Qr,=—•-------------------------------------------------------=-----------------------------------;

^° 3 1,0 +0,25 +0,1323 +0,0716-1писл 4,1469 + 0,21481шгсл

q™.'.'.'.'.'.'.'.'.'.'. 4656 4500 4354

Как видно по этой схеме размещения вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, по сравнению с предыдущей схемой (чередование линейных нагнетательных и добывающих рядов скважин) при всех прочих одинаковых условиях происходит уменьшение общего дебита нефтяной площади в -----= 1,1137 раза и в ------= 1,1521 раза, хотя

4354 4656

соотношение горизонтальных и вертикальных скважин увели-

0 100 133

чивается в 2 раза с — = 1 до — = 2.

100 67

Учет различия подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях

Такой учет особенно необходим при заметном и значительном различии подвижностей вытесняющего агента (закачиваемой воды) и нефти в пластовых условиях и применении вертикальных нагнетательных скважин, имея в виду колоссальную сосредоточенность фильтрационного сопротивления в их призабойных зонах.

Уже приведенные здесь формулы, пока не учитывающие

216

различие подвижностей, вполне применимы на залежах и месторождениях маловязкой нефти, где различия подвижностей нет или оно невелико. Таких залежей и месторождений довольно много в Западной Сибири, но имеются и в других нефтедобывающих районах.

Учет различия подвижностей состоит в том, что в формуле общего дебита нефтяной площади внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательных скважин уменьшается делением на величину \it - соотношения подвижностей вытесняющего агента (закачиваемой воды) и нефти.

При чередовании линейных нагнетательных и добывающих рядов

^1-а+ш

|i, 2

В конкретных рассмотренных условиях, когда все скважины вертикальные, эта формула принимает вид

100

% М1 + 0,005 + 0,01

[I, .......... 1 3 10 30 100

q0 .......... 4000 5455 6250 6522 6623

Когда все скважины горизонтальные, эта формула принимает вид

Я,

100

0 0,002647 + 0,001432-1пиг„ , --------------------------------^ +0,005 + 0,002647 +0,001432-1пгасл

0^02647+0,00Ш2-'1пл^'.'.'.'.'!!! 0,003640 0,004632 0,005625

Значения q0 приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1

___________1__________3

2 8144 10149

4 7010 8948

8 6154 8000

q0 при [1, 10

11106 9906 8939

30 100

11414 11526 10218 10332

9249 9362

Когда вертикальные нагнетательные скважины и горизонтальные добывающие скважины, формула общего дебита нефтяной площади принимает вид

Пш

217

я,

=-----

0 0,01

100

+ 0,005 + 0,002647 +0,001432-Ьш,

[i,

Значения q0 для этого случая приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2

q0 при [1,

1

5364 5094 4849

3
10
30

8352 7713 7164
10373 9406 8602
11144 10035 9125

100

11442 10275 9324

При размещении вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин в виде ячеек, когда в каждой ячейке центральную вертикальную нагнетательную скважину с четырех сторон окружают горизонтальные добывающие, общий дебит нефтяной площади определяется по следующей формуле:

Яп

пп Р

—\L-------У

3 сон [I,

Q-I

В конкретных рассматриваемых условиях эта формула принимает вид

Я

200

=----

0 3

100

+ 0,3823 + 0,0716-1пис

Значения q0 приведены в табл. 4.3.

1

4656 4500 4354

Таблица 4.3

q0 при [1,

3
10
30

8712 8181 7711
12533 11463 10562
14329 12948 11809

100

15085 13562 12319

Эта схема размещения вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин (соотношение горизонтальных и вертикальных, добывающих и нагнетательных равно т = 2) при различии подвижностей вытесняющего агента и нефти равном или больше ц. = 3 обеспечивает более высокий

П

ел

П

ел

218

общий дебит нефтяной площади, чем схема с чередованием линейных рядов вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин (соотношение горизонтальных и вертикальных, добывающих и нагнетательных равно т = 1), а при различии подвижностей, равном или больше ц, = 10, обеспечивает более высокий общий дебит, чем схема с чередованием линейных нагнетательных и добывающих рядов горизонтальных скважин.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

Показатель неравномерности вытеснения нефти агентом в типичную среднюю добывающую скважину обозначается V2. Этот показатель должен охватить действие всех основных и существенных факторов, прежде всего послойную неоднородность по проницаемости нефтяных пластов, показатель которой обозначается V2; затем неравномерность стягивания

фронта вытеснения к рассматриваемой добывающей скважине с разных сторон от разных нагнетательных скважин, которая зависит от зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности и удельной продуктивности на единицу эффективной толщины и обозначается V2; затем геометрическую

неравномерность вытеснения нефти агентом, наблюдаемую в пределах однородного слоя, которая зависит от схемы взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин, от того, какие эти скважины - вертикальные или горизонтальные, и обозначается V2. Кроме того, могут быть и другие виды

неравномерности (неоднородности), например, влияние начального горизонтального положения водонефтяного контакта (ВНК) в наклонном нефтяном пласте, как будто до начала разработки нефтяного пласта произошло внедрение клина заводнения.

Вопрос дополнительного учета этого и возможных других факторов является сугубо количественным: да, их следует учитывать, если из-за них происходит заметное увеличение общей неравномерности вытеснения нефти.

Результирующий показатель неравномерности вытеснения определяется по следующей формуле:

(1 + 1/2) = (1 + 1/2)-(1 + ^22)-(1 + Т/2).

Труднее всего устанавливается первая компонента V2 -

219

показатель послойной неоднородности по проницаемости эксплуатируемых нефтяных пластов, потому что это - показатель малоизвестного внутреннего строения пластов, и по-настоящему его можно определить лишь после обводнения представительной группы вертикальных добывающих скважин на рассматриваемой нефтяной площади; еще можно определить по аналогии по фактическому обводнению добывающих скважин на других сходных по геологическому строению нефтяных площадях, при этом можно осуществлять корректировку определяемой послойной неоднородности с учетом различия толщин и числа обособленных нефтяных слоев у нефтяных пластов. Обычно показатель послойной неоднородности бывает

в пределах от V2 = 0,333 до V2 = 0,667.

Вторая компонента V2 - неравномерность стягивания фронта вытеснения с разных сторон от разных нагнетательных скважин - устанавливается с учетом V2 - зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности (удельной продуктивности), наблюдаемой по скважинам, и ns -числа воздействующих нагнетательных скважин по следующей формуле:

1 \я= 1+V3 V

1 + ^L Пя

которая применима при обычных вертикальных скважинах и

2о - расстоянии между соседними скважинами, примерно равном или больше d - шага хаотической изменяемости, который, судя по определениям по пластам многих нефтяных месторождений, бывает в пределах от 300 м до 500 м.

Например, при применении вертикальных скважин при известной 5-точечной схеме, когда у всех добывающих скважин стягивание фронта вытеснения происходит с четырех сторон от четырех разных нагнетательных скважин, при зональной

неоднородности нефтяных пластов по продуктивности V2 = 1 неравномерность стягивания фронта вытеснения получается равной

1+V? = 1+^ = — = 1ft F22=0,6.

V3 1+-

1+—5- 4

Пя

220

При такой же зональной неоднородности нефтяных пластов

по продуктивности Т/32 = 1 при линейном заводнении с чередованием линейных нагнетательных и добывающих рядов у всех добывающих скважин стягивание фронта вытеснения происходит с двух сторон и поэтому неравномерность стягивания фронта вытеснения равна

2

1 + T/22 = 1^L = 1"1 = 1,333; У22 = 0,333.

Уз 1 +

1 + —^ 2

пв

Обратим внимание, что известную 5-точечную схему площадного заводнения тоже можно представить себе в виде линейного заводнения с чередованием нагнетательных и добывающих рядов, если ряды проводить не по сторонам, а по диагоналям квадратной сетки. Но при этом расстояние между рядами будет вдвое меньше, чем между скважинами в рядах (между соседними скважинами добывающего (или нагнетательного)

ряда расстояние будет д/(2о)2 + (2о)2 = V2-2a, а между соседними добывающими и нагнетательными рядами расстояние

-V(2o)2 + (2o)2 =л/2-2о), у всех добывающих скважин стягива-

2

ние фронта вытеснения будет с четырех сторон, и неравномерность стягивания фронта вытеснения будет значительно выше! Это мы отметили с явным умыслом, ведь нередко при одинаковых расстояниях между линейными рядами и между скважинами в рядах L = 2о ряды смещают на величину о -половины расстояния между скважинами, при этом ломается равномерная квадратная сетка размещения скважин; делается это с благой целью уменьшения неравномерности вытеснения нефти, но при этом увеличивается число сторон подхода фронта вытеснения и в силу зональной неоднородности пластов увеличивается неравномерность вытеснения. Оказывается, то, что хорошо в условиях зонально однородного пласта, в условиях зонально неоднородного может быть нехорошо!

При применении горизонтальных скважин с не очень большой горизонтальной длиной /г, когда каждая горизонтальная заменяет одну вертикальную скважину, расчет величины

I72 - неравномерности стягивания фронтов вытеснения может

быть прежним.

Поясним на числовом примере.

221

На нефтяной площади - чередование линейных нагнетательных и добывающих рядов, состоящих только из горизонтальных скважин. Расстояния между рядами и между скважинами в рядах одинаковы и равны L = 2о = 400 м, горизонтальная длина у горизонтальных скважин равна /г = 200 м. Подход фронта вытеснения происходит с двух сторон, и неравномерность этого подхода при зональной неоднородности V2 = 1 равна

1+V?

1+ТС

1+

1,333;

у22

0,333.

Но если каждая горизонтальная скважина заменяет две и более вертикальных скважин (заменяет v вертикальных скважин) и обслуживает участок ряда длиной v ¦ 2а, то стягивание фронта вытеснения происходит с двух сторон, но не через две различные зоны, а через четыре и более, и соответственно увеличивается неравномерность стягивания фронта вытеснения

1 + V}

1+* v?-v??^1

;

1+

2-v + TC

2-v

Значения V2 при применении горизонтальной скважины вместо v вертикальных скважин приведены в табл. 4.4.

Таблица 4.4

V2
v 3
V при v

1
2
3

0,5 1,0 1,5
0,200 0,333 0,429
0,333 0,600 0,818
0,385 0,714 1,000

Также будем определять, когда добывающие скважины горизонтальные, а нагнетательные скважины вертикальные.

Третья компонента V2 - геометрическая неравномерность вытеснения нефти агентом, которая учитывает схему взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин, их вид - вертикальные они или горизонтальные - и, если горизонтальные, то слоистость пластов, наличие проницаемых слоев и разделяющих непроницаемых прослоев.

222

2

Эта неравномерность (неоднородность) характеризует совокупность трубок тока различных по производительности, но одинаковых по объему, расположенных в пределах однородного слоя и связывающих рассматриваемую добывающую скважину с теми (с одной или несколькими) нагнетательными, которые обеспечивают ее закачкой вытесняющего агента. Эта неравномерность (неоднородность) рассчитывается по следующей формуле:

2 2 (М-1)2

3

3 м

где М = Lmax/Lmin - соотношение длин самой длинной (нейтральной) линии тока и самой короткой (главной) линии тока, соединяющих добывающую скважину с нагнетательной.

Эта эмпирическая формула была подобрана по результатам моделирования многих различных схем расположения добывающих и нагнетательных скважин на электроинтеграторе с электропроводной бумагой. Надо сказать, что этот путь исследования неоднородности совокупности трубок тока оказался очень эффективным, достаточно быстрым и довольно точным. Использовался метод обращения потенциальных линий в линии тока. На черной бумаге белым карандашом отмечали линии равных потенциалов и определяли площади между этими линиями. После обращения линий потенциалов в линии тока получались трубки тока равной производительности, но различной площади (различного объема), и оставалось такую неоднородность перевести в неоднородность трубок тока различной производительности, но одинаковой площади (одинакового объема).

Чтобы проиллюстрировать определение геометрической неравномерности, сделаем расчеты по приведенной формуле для различных известных схем размещения вертикальных добывающих и нагнетающих скважин.

Начнем с равномерной квадратной сетки скважин.

Будем рассматривать чередование линейных нагнетательных и добывающих рядов. Выделим отдельный элемент, содержащий половину нагнетательной и добывающей скважин. Длина самой короткой линии тока, идущей от нагнетательной к добывающей, равна 2а, а самой длинной равна о + 2о + о = = 2 • 2о. Соотношение длин самой длинной и самой короткой

линий тока равно М =------= 2, и геометрическая неравномер-

2а

ность вытеснения нефти равна

223

y2 = 2 (M - l)2 = 2 (2 - l)2 = 1 3 3 M 3 2 3

У элемента известной 5-точечной схемы площадного заводнения, содержащего четверть нагнетательной и четверть добывающей скважин, длина самой короткой линии тока равна 2а,

а самой длинной равна д/(2а)2 + (2а)2 = л/2 •2а, соотношение

длин самой длинной и самой короткой линий равно M = ~fc. При этом геометрическая неравномерность вытеснения нефти равна

уг = 2_ (М^= 2 .(л/2 -1)2 =0081 3 м 3 -SJ2

У элемента известной обращенной 7-точечной схемы площадного заводнения, содержащего шестую часть нагнетательной и треть добывающей скважин, длина самой короткой линии тока равна 2а и самой длинной линии тока

(2а) 2 -а2 +а = "2а-Ы\ -0,25 +0,5] = 2а-1,366, соотношение длин

самой длинной и самой короткой равно М = 1,366. При этом геометрическая неравномерность вытеснения нефти равна

у2_2 (м-о2_2 азбб-о2_0065

3 3 М 3 1,366

Отметим, что обращенная 7-точечная схема площадного заводнения существует при равномерной треугольной сетке скважин, что соотношение добывающих и нагнетательных скважин равно т = 2, что все добывающие скважины являются стягивающими, и к каждой стягивание фронта вытеснения происходит с трех сторон от трех разных нагнетательных скважин, ns = 3.

В зависимости от V2 - зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности комплекс 1 + V2 • 1 + V2} принимает разные численные значения (табл. 4.5).

У известной обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения имеется два сорта скважин: первые - более близкие к нагнетательным; вторые - более далекие.

У первых добывающих скважин соотношение длин самой длинной и самой короткой линий тока равно

224

Значения комплекса

Таблица 4.5

(i + v2 2).(i + v3 2)

Характеристика схемы заводнения
v2

0,5
1,0
1,5
2,0

Равномерная квадратная сетка скважин. Чередование линейных нагнетательных и добывающих рядов; га = 1, ян = 2 Равномерная квадратная сетка скважин. 5-точечная схема площадного заводнения; га = 1, я = 4
Равномерная квадратная сетка скважин. Обращенная 7-точечная схема площадного заводнения; га = 2, ян = 3
1,600 1,441 1,369
1,777 1,730 1,598
1,904 1,965 1,775
2,000 2,162 1,917

м = У(2о)2 + о2+о _ У^Т + 1 = j 618 2а 2

у вторых добывающих скважин соответственно равно

М =

У(2о)2 +а2 +а 2д/(2а)2 + (2а)2

J4 + 1 +1

1,144.

Геометрическая неравномерность вытеснения нефти у первых добывающих скважин

т/2_ 2 (М-1)2 _ 2 (1,618-1)2 _Q157 3 3 М 3 1,618

соответственно у вторых добывающих скважин

,(м-02 =,д144-1)2 =

3 3 М 3 1,144

У первых добывающих скважин стягивание фронта вытеснения с двух сторон, поэтому комплекс 1 + V2 1 + V

1,144

1+V

1+

у вторых добывающих скважин стягивание фронта вытеснения с четырех сторон, поэтому комплекс 1 + V2 1 + V2

225

2

1,012

l+TC

4

Первые и вторые добывающие скважины эксплуатируют примерно одинаковые запасы, поэтому можно брать среднюю величину

uvfWuv:

2 2

1,144-^- + 1,012^-

1+

2

1+

4

V + V2 )[1 + V3

0,5 1,0 1,5 2,0

1,361 1,572 1,737 1,870

Сравнивая эти значения комплекса 1 + V2 1 + V2 со значениями обращенной 7-точечной схемы площадного заводнения, можно заключить, что по неравномерности вытеснения нефти 7-точечная схема не имеет преимущества перед 9-точечной схемой.

При многорядном расположении добывающих скважин и значительной величине т - соотношения добывающих и на-

гнетательных скважин учет комплекса 1 + V2 1 + У=

учет V^

т.е.

неравномерности стягивания фронта вытеснения,

зависящей от зональной неоднородности пластов, и V32 - геометрической неравномерности вытеснения, определяемой в однородном слое, нужно делать по стягивающим добывающим

рядам по их доле запасов нефти А = ^ = ^, что соот-

т + 1 т + 1

ветствует следующей формуле:

\ + V

1 + V;2 1-A+l + V;2 1 + V/ 1 + V/lA;

v2=v2 +

\ + V 2\[\ + V 2\[\ + V 2 -\

226

При применении горизонтальных скважин принцип определения Vg геометрической неравномерности вытеснения нефти сохраняется прежний.

Так, при монолитном нефтяном пласте и чередовании линейных нагнетательных и добывающих рядов горизонтальных скважин будет

и L + v2o-L v-2a-L М =------------- = 1 +---------;

V 22(M-1)22 (y-2a-lT)2

3 М

3L(L + v2a-L)

При 1= v • 2а ... V32=0,

L = 400 м, v • 2а = 1 • 400 м, /г = 200 м ... V2 = 0,111;

L = 400 м, v • 2о = 2 • 400 м, /г = 400 м ... V32 = 0,333;

L = 400 м, v • 2о = 3 • 400 м, /г = 400 м ... V32 = 0,889.

Ситуация существенно ухудшается, если нефтяной пласт не является монолитным, имеет ho6 - общую толщину и h - эффективную толщину, состоит из псл проницаемых слоев, разделенных непроницаемыми прослоями. Тогда формула геометрической неравномерности вытеснения принимает вид

К

2 2 (v • 2а - О2

3 3L(L + v2o-0

, где /=4

h 1

При L = 400 м

А 1
10 1
10 1
10 1

"об "сл
20 2
20 4
20 8

При /г = 200 м /..........
50
25
12,5

v • 2а = 400 м V2.......
0,272
0,302
0,318

При 1т = 400 м / .........
100
50
25

v • 2а = 800 м V2.......
0,742
0,815
0,852

v • 2а = 1200 м V2......
1,344
1,422
1,461

227

Нередко утверждают, что применение горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными скважинами уменьшает неравномерность вытеснения нефти. Но это касается только модели монолитного и зонально однородного нефтяного пласта. Однако в реальных условиях применительно к модели многослойного и зонально неоднородного пласта применение горизонтальных скважин приводит к заметному и значительному увеличению неравномерности вытеснения нефти.

4.2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

ВЕРТИКАЛЬНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ

СКВАЖИН

На рассматриваемом нефтяном месторождении уже запроектирована разработка. По принятой адаптивной системе разработки скважины будут размещаться по равномерной квадратной сетке с плотностью 16 га/скв. и расстоянием между соседними скважинами 400 м. Запроектировано заводнение по обращенной 9-точечной схеме, которое после бурения и исследования скважин, с целью наиболее полного охвата запасов нефти воздействием, будет преобразовано в избирательное и приконтурное избирательное. Проектное забойное давление нагнетательных скважин равно 400 ат и проектное забойное давление добывающих скважин, соответствующее давлению насыщения нефти газом, равно 100 ат. Эксплуатационный горизонт состоит из двух нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности. Дебит нефти по скважинам, несмотря на все запроектированные средства интенсификации, - на грани и за гранью экономической рентабельности.

Поэтому необходимо искать новые возможности достижения и осуществления экономически рентабельной добычи нефти. Одним из таких средств может быть применение горизонтальных скважин.

Однако имеющийся опыт бурения и освоения горизонтальных скважин в прошедшие годы в России показал негативные результаты: превосходство горизонтальных скважин над вертикальными скважинами по дебиту нефти оказалось гораздо ниже ожидаемого (всего в 1,5-2,5 раза, а не в 5 раз и более) и велика доля брака (40-50 % всего фонда пробуренных горизонтальных скважин либо не удалось ввести в работу, либо удалось, но вскоре после ввода они выбыли из работы).

В какой-то мере это связано с несовершенством технологии бурения и освоения горизонтальных скважин, но главная при-

228

чина в неучете фактического геологического строения нефтяных пластов: во-первых, в неучете уже известного по разведочным скважинам геологического строения пластов (пласты являются многослойными, состоящими из многих проницаемых нефтяных слоев, разделенных непроницаемыми прослоями заметной и большой толщины, а в расчетах они представляются монолитными однородными или однородно-анизотропными); во-вторых, в неучете неизвестных особенностей геологического строения нефтяных пластов на конкретных участках месторождения, которые становятся известными уже после бурения скважин: конкретные глубины залегания кровли и подошвы нефтяных пластов, конкретное число проницаемых слоев и непроницаемых прослоев и их толщины, конкретные толщины верхнего и нижнего пластов-водоупоров, защищающих нефтяные пласты от вышележащих и нижележащих водяных пластов.

С целью использования эффективности горизонтальных скважин для увеличения добычи нефти на рассматриваемом малопродуктивном нефтяном месторождении предлагается осуществить следующий способ разработки, при котором сначала по вдвое разреженной сетке (расстояние в рядах между скважинами увеличено с 400 до 800 м) бурят вертикальные и наклонные (при кустовом разбуривании) скважины, эти скважины эксплуатируют и исследуют, а затем из этих же скважин с учетом установленного геологического строения нефтяных пластов бурят горизонтальные стволы вместо первоначально непробуренных скважин.

Схематично это показано на рис. 4.5.

О геологическом строении нефтяных пластов на центральном участке рассматриваемого нефтяного месторождения можно судить по двум разведочным скважинам I и II (табл. 4.6).

По данным табл. 4.6 видно, что даже осредненный нефтяной пласт резко отличается от монолитного нефтяного пласта, и, по крайней мере, это обстоятельство надо учитывать при расчете дебитов горизонтальных скважин; кроме того, видно, что индивидуальные характеристики нефтяных пластов существенно отличаются от осредненной характеристики.

Близкую к действительности индивидуальную характеристику нефтяных пластов на участке размещения горизонтального ствола можно получить по вертикальному стволу рассматриваемой скважины и соседней с ней скважины (рис. 4.5, d). При расстоянии между соседними вертикальными скважинами 2о = 800 м при горизонтальной длине горизонтального ствола lг = 400 м расстояние от одного и другого вертикальных ство-

229

Рис. 4.5. Схема последовательного буоения веотикальных и гооизонтальных оследо ел ^"УР^^Р кал °Р 3° м

п — ттпорктняя срткя пязмртттрния гккажин' h — ттргжонячя лъняя пязпржрнняя сетка бурения скважин- с - сетка размещения вертикальных и горизонтальных стволов скважин- d - профиль вертикальных и горизонтальных стволов

скважин

лов до горизонтального ствола, — будет 200 м и до середины горизонтального ствола 400 м.

Поскольку горизонтальные скважины обладают сильным экранирующим действием то будем рассматривать лишь 5-точечную и линейную схемы заводнения с чередованием линейных рядов добывающих и нагнетательных скважин. Для отдельного элемента системы разработки нефтяного месторождения, схематично показанного на рис. 4.6, содержащего поло-

230

Таблица 4.6

Скважина, пласт
Альтитуда, м
Глубина залега-
ния кровли — подошвы
пласта, м
Общая
толщина
ho6, м
Эффективная толщина h, м
Число слоев,
толщина
слоя h/n , м
ел'
Толщина Толщина
непрони-верхнего
цаемого нижнего
прослоя, пласта-
м водоупо-
ра Кг м

I
Ю2
Ю3
ю2+ю3
27
2021-2034 2035-2056 2021-2056
13 21 35
5,8 15,6 21,4
7
оЖ
5
З12
12
1,78
1,2 1,35 1,24
Более 9
5
Более 9 5

II
ю2
ю3 ю2 + ю3
В среднем
ПО ДВУМ
скважинам
26,7
2034-2038
2041,6-2057
2034-2057
4 15,4
23
1,6 14,0
15,6
2
0,80
7
Хо"
9 1,73
2,4 0,23
0,82
Более 15 2,5
Более 15

2,5

Ю2 Ю3
ю2+ю3


8,5 18,2 29,0
3,7 14,8 18,5
4 5 0"^2
6 2 47 1 0 5 1J6
1,37 0,68 1,11
Более 12

3,75

вину (или две четверти) добывающей скважины и половину нагнетательной скважины, амплитудный дебит нефти на 1 проектную скважину определяется по следующей формуле:

1 kh Rw - R4

2-cow + Q + 2-w

Рис 4 6 Элемент пятито-

чечной схемы площадного

заводнения

231

и

где q1 - дебит нефти, т/сут; — - гидропроводность эксплуа-

тационного объекта, состоящего из двух нефтяных пластов,

равная — = 0,333 ^; Pcs - Рсэ - разность забойных давле-

[1 сут-ат

ний нагнетательных и добывающих скважин, равная Рся - Рсэ = = 400-100 = 300 ат, при этом произведение гидропроводнос-ти и разности забойных давлений равно

— -(Pcs - Рсэ) = 0,333-300 = =100!; Юн - геометрическое (без

[1 сут

учета —) внутреннее фильтрационное сопротивление нагне-

[I

тательной скважины; 2 • юн - геометрическое внутреннее фильтрационное сопротивление половины нагнетательной скважины; Q - геометрическое внешнее фильтрационное сопротивление; w - геометрическое внутреннее фильтрационное сопротивление добывающей скважины; 2 • ю - геометрическое внутреннее фильтрационное сопротивление половины добывающей скважины.

Формулы для определения геометрических фильтрационных сопротивлений имеют следующий вид:

для внешнего фильтрационного сопротивления

Q = —;

2а

для внутреннего фильтрационного сопротивления нагнетательной вертикальной скважины

1 1 , 2а

ю =-------• — -ш

v • [I, 2я 2я • гс

в случае нагнетательной горизонтальной скважины монолитного нефтяного пласта

11 (, 2а 2а , 2а \ I In— + — m

v • [д,, 2я I ; ; 2я • г

в случае нагнетательной горизонтальной скважины многослойного нефтяного пласта

1 1 ( 2а А , А ^

ю=-----•—-| п— + —=чп—s^i,

v-м., 2я ^ 1СЛ 1СЛ 2л-гс)

1 1 h U h

где /.- = /_-----; /г.. =—;

Кб

232

и

юн =
1
_ 1
2я


2

In
1
2а 2ж-гс

1

In—+
'ел
'ел
•In
2а 2ятс

е случае многослойного нефтяного пласта и чередования нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин (стволов)

для внутреннего фильтрационного сопротивления добывающей вертикальной скважины

1 , 2а ю = —-In--------;

2я 2я • гс

в случае добывающей горизонтальной скважины и монолитного нефтяного пласта

1 Л 2а h , h \ ю=—-| In— +—-In------1;

2я [ lT lT 2л-гс)

в случае добывающей горизонтальной скважины и многослойного нефтяного пласта

L. In—+ ^-1п^-

2" { 'ел 'ел Зя-rJ

h h

где /сл = /г-------, hCJl =—;

Йоб «ел

в случае многослойного нефтяного пласта и чередования вертикальных и горизонтальных добывающих скважин

1 ю = — •


2

2я

1
1

In

In— + ^
•In сл

2я • г

2я • г

В этих формулах: ц, - соотношение подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти в пластовых условиях, которое коэффициент продуктивности превращает в коэффициент приемистости; v - коэффициент дополнительного уве-ли-чения приемистости благодаря обработке нагнетательных

;

233

скважин химическим реагентом; /г - длина горизонтального ствола в пределах нефтяных пластов; ho6 - общая толщина эксплуатационного объекта; h - эффективная толщина эксплуатационного объекта; псл - общее число нефтяных слоев;

/гсл= — - эффективная толщина нефтяного слоя; /сл = /г-— " псл /* об

длина горизонтального ствола в пределах нефтяного слоя.

Рис. 4.7. Схема многослойного нефтяного пласта и двух соседних вертикальных скважин при первоначальной вдвое разреженной сетке

234

На рис. 4.7, а схематично показаны многослойный нефтяной пласт и две соседние вертикальные скважины при первоначальной вдвое разреженной сетке, при этом многослойность нефтяного пласта не влияет на дебиты вертикальных скважин, ибо эффективная толщина не изменяется и не уменьшается (см. рис. 4.7, а и 4.7, Ь). На рис. 4.7, d схематично показаны многослойный нефтяной пласт и вертикальная скважина с до-полнительным горизонтальным стволом. Видно, что часть го-ризонтальной длины проходит по неэффективной толщине разделяющих непроницаемых прослоев.

Рассчитаем значения амплитудного дебита нефти на одну проектную скважину при успешном осуществлении предло-женного способа разработки на рассматриваемом малопродуктивном нефтяном месторождении.

При М.(рсн_рсэ) = 100— v • ц* = 2 -2,343 = 4,686;/, = 400 м;

[i ^ сут

г = 0,1 м; /*пй = 29 м; h = 18,5 м; пг„ = 10,5.

При первоначальной вдвое разреженной проектной сетке вертикальных скважин 2о = 800 м

1,1378; Q и ш = 11378;

4,686

q01=

100

2 1,1378 + 05+211378

= 30,66

ф.

4,686

Это на 1 пробуренную скважину и 61,33 — на 1 добывающую

сут

скважину.

235

При проектной сетке вертикальных скважин 2о = 400 м

1,0275

ю =---------; ?2 = 1 и ю = 1,0275;

4,686

ql =-----------------------------= 28,62!.

2.1°275 +1 + 2.10275 СУТ

4,686

Это на 1 пробуренную скважину и 57,25 — на 1 добывающую

сут

скважину.

При сетке горизонтальных скважин 2о = 800 м, /г = 400 м и монолитном нефтяном пласте ho6 = h = 18,5 м

0 1352

ю =-------; ?2 = 0,5 и ю = 0,1352;

4,686

о\ =--------------------------------= 120,76!.

0135? rvT

2 u,z+ 2 52 cyi

4,686

Это на 1 пробуренную скважину, а на 1 добывающую скважину -

241,52 ----, что больше, чем на 1 вертикальную скважину при

сут

2о = 800 м в !^ = 3,94 раза и при 2о = 400 м в ^Л1 = 422 ра-

30,66 r r 28,62 г

за. Но это монолитный нефтяной пласт, не разделенный на многие слои непроницаемыми прослоями!

При сетке горизонтальных скважин 2о = 800 м, горизонтальной длине скважины /г = 400 м и многослойном нефтяном пласте ho6 = 29 м, h = 18,5 м, псл = 10,5, hCJl = 1,76 м и /сл = = 24,30 м, как на рассматриваемом малопродуктивном нефтяном месторождении,

0,5561 + 0,0119 0,5680 „

ю„ =------------------=-------; ?2 = 0,5 и ю =0,5680;

н 4,686 4,686

1 100 т

7о =--------------------------------= 53,24-----.

2-°'568°+ 0,5 + 2-0,5680 СуТ

4,686

Это на 1 пробуренную скважину, а на 1 добывающую скважину - 106,47 т/сут. Это больше, чем на 1 вертикальную сква-

53,24 жину в --------=1,76 раза.

J 3Q66 г

236

При сетке горизонтальных скважин 2о = 400 м, /г = 400 м и многослойном нефтяном пласте ho6 = 29 м, h = 18,5 м, псл = = 10,5, hCJl = 1,76 ми /сл = 24,30 м, как на рассматриваемом малопродуктивном нефтяном месторождении,

0,4458+0,0119 0,4577 0

ю =----------------=------; ?2 = 1; ю = 0,4577;

н 4,686 4,686

1 100 Т

а„ =---------------------------= 47,38 -----.

0 4577 cvt

2- ' +1 + 2-0,4577 у

4,686

Это на 1 пробуренную скважину, а на 1 добывающую скважину -

94,75 ----. Это больше, чем на 1 вертикальную скважину в

сут

47,38

= 1,66 раза.

28,62 г

При системе разработки рассматриваемого нефтяного месторождения, которая создается после бурения из существующих вертикальных скважин дополнительных горизонтальных стволов и является равносильной системе с чередованием вертикальных и горизонтальных скважин, при 2о = 400 м, /г = = 400 м, ho6 = 29 м, h = 18,5 м, псл = 10,5, hCJl = 1,76 м и /сл = = 24,30 м, получается эквивалентное внутреннее фильтрационное сопротивление скважины

ю =----------=-------------------= 0,6333

11 1 1

wE wT 1,0275 0,4577

и дебит нефти на 1 пробуренную скважину с дополнительным горизонтальным стволом

1 2-100 т

Яо =--------------------------= 78,84 -----,

2 Q6333 +1+2 333 сут

4,686

соответственно на 1 добывающую скважину 157,67 ----, что

сут

больше, чем на 1 вертикальную скважину, в' = 2,75 раза.

f J J 2g g2 Г

При этом дебит нефти горизонтального ствола выше дебита

нефти вертикального ствола в'------= 2,245 раза и составляет

^ F 0,4577 F

69,2 % от общего дебита скважины. Дебит нефти вертикальной

скважины с дополнительным горизонтальным стволом меньше

237

дебита двух горизонтальных скважин всего в -----' = 1,20

J г 78,84

раза.

Но применение таких скважин по сравнению с применением горизонтальных скважин резко уменьшает риск потери скважин и запасов нефти.

Таким образом, здесь были выполнены расчеты для фактического, но усредненного геологического строения нефтяных пластов рассматриваемого месторождения.

И теперь нам надо перейти к проблеме потери скважин и потери запасов нефти, которая связана с тем, что представленное геологическое строение пластов не повторится в новых пробуренных скважинах, более того, геологическое строение, установленное в двух соседних вертикальных скважинах (которые пробурены во вдвое разреженной проектной сетке, и расстояние между ними 800 м) не повторится при бурении в створе между ними горизонтального ствола, удаленного от них по нефтяным пластам на расстояние 200-400 м. Но понятно, что при расстояниях 200 м отклонения будут меньше, чем при 400-800 м и более значительных расстояниях.

По другим давно разрабатываемым нефтяным месторождениям с достаточно густыми сетками скважин было установлено, что на расстоянии 400 м (которое примерно соответствует параметру d - шагу хаотической изменяемости коллекторских свойств нефтяных пластов) непредсказуемые отклонения глубины залегания пластов составляют в среднем ±3 м и максимально ±10 м.

На более близком расстоянии х < d = 400 м непредсказуемое среднее отклонение глубины залегания нефтяных пластов

3 3 будет h = ±— ¦ х = ±----¦ х (в м) и соответственно непредска-

d 400

зуемое максимальное отклонение (с надежностью 95 %) глубины залегания нефтяных пластов hM = 2 • h = ± — • х = ±----• х

d 400

(вм).

Эту закономерность по аналогии применим на рассматриваемом нефтяном месторождении.

При расстоянии 200 м от дальнего конца горизонтального ствола до соседней вертикальной скважины, давшей информацию о геологическом строении нефтяных пластов (о глубине залегания подошвы нижнего нефтяного пласта и толщине его нижних нефтяных слоев и непроницаемых прослоев, также о толщине нижнего пласта-водоупора, отделяющего нефтяной

238

пласт от водяного пласта) среднее отклонение глубины залегания нижнего нефтяного пласта составит й = ± — -200 = ±1,5 м

р d

(табл. 4.7).

Таблица 4.7

Функция распределения ошибок х = h/hcp - относительная ошибка; Y(x) - доля ошибок от 0 до х

X
Y(x)
X
Y(x)
X
Y(x)

0,1
0,0398
1,1
0,3643
2,1
0,4821

0,2
0,0793
1,2
0,3849
2,2
0,4861

0,3
0,1179
1,3
0,4032
2,3
0,4893

0,4
0,1554
1,4
0,4192
2,4
0,4918

0,5
0,1915
1,5
0,4332
2,5
0,4938

0,6
0,2258
1,6
0,4452
2,6
0,4953

0,7
0,2580
1,7
0,4554
2,7
0,4965

0,8
0,2881
1,8
0,4641
2,8
0,4974

0,9
0,3159
1,9
0,4713
2,9
0,4981

1,0
0,3413
2,0
0,4775
3,0
0,4987

При запроектированном бурении горизонтального ствола до подошвы нижнего нефтяного пласта такое среднее минусовое отклонение глубины залегания нефтяного пласта - 1,5 м при толщине нижнего пласта-водоупора 3,75 м, судя по Y(x) -

функции распределения ошибок при х = — = 2,5, лишь в 50 % -

1,5

49,38 % = 0,62 % всех случаев, что составляет менее 1 %, приведет к вскрытию водяного пласта и обводнению скважины; а такое среднее плюсовое отклонение глубины залегания нефтяного пласта +1,5 м при толщине нижнего нефтяного слоя 2,47 м, судя по Y(x) - функции распределения ошибок при

х = — = 1647, в50 % - 45 % = 5 % всех случаев нижний неф-

1,5

тяной слой, содержащий ^-100 % = 13,4 % запасов нефти ^ 18,5 ^

нефтяных пластов, не будет вскрыт, и его запасы нефти будут потеряны, что уменьшит извлекаемые запасы нефти на 0,05 • 0,134 • 100 % = 0,67 %.

При разбуривании рассматриваемого нефтяного месторождения только горизонтальными скважинами ошибка определения глубины залегания нефтяных пластов увеличится втрое: с hcp= 1,5 м до hcp= 4,5 м, с hu = 3 м до hu= 9 м.

239

Тогда при толщине нижнего пласта-водоупора 3,75 м, судя

по Y(x) - функции распределения ошибок при х = — = 0,83,

4,5

в 50 % - 29,64 % = 20,36 % всех случаев будет вскрыт нижний водяной пласт и скважина обводнена; при толщине нефтяного слоя 2,47 м и разделяющего непроницаемого прослоя 0,2 м, судя по Y(x) - функции распределения ошибок при

4,5

2,47 + 0,2 + 2,47 + 0,2+2,47

х3 =------------------------------= 1,736;

4,5

в 50 % - 20,83 % = 29,17 % всех случаев горизонтальной скважиной не будет вскрыт самый нижний нефтяной слой, в 50 % - 37,30 % = 12,70 % всех случаев не будет вскрыт второй снизу нефтяной слой ив 50 % - 45,85 % = 4,15 % всех случаев не будет вскрыт третий снизу нефтяной слой. Все слои одинаковы по запасам нефти, каждый из них содержит 13,4 % запасов нефти разрабатываемых нефтяных пластов. Поэтому потеряно будет

(0,2917 • 0,134 + 0,127 • 0,134 + 0,0415 • 0,134) • 100 % = 6,17 %

всех извлекаемых запасов нефти.

Представленная здесь оценка потери запасов нефти и скважин является заниженной. Действительные потери могут быть гораздо больше, но уже представленная оценка потерь в сочетании с уже приведенными расчетами амплитудных деби-тов нефти показывает преимущество предложенного способа разработки рассматриваемого нефтяного месторождения.

А теперь попутно обратимся к теоретической проблеме, имеющей большое практическое значение, при рассмотрении которой полезно используются идеи И.А. Чарного и Ю.П. Борисова. Эта проблема в последнее время часто обсуждается ведущими специалистами по разработке нефтяных месторождений. Суть проблемы: образование конусов (гребней) воды и газа при применении горизонтальных скважин в монолитных проницаемых пластах достаточно большой толщины, в верхней части которых находится газ, в средней преобладающей части находится нефть и в нижней части - вода. Среди специалистов широко распространено мнение, что в такой ситуации нельзя применять вертикальные скважины, но можно приме-

240

нять горизонтальные скважины, которые можно эксплуатировать при такой низкой депрессии, что газовый конус (гребень) сверху и водяной конус (гребень) снизу не прорываются в скважину и в течение продолжительного времени можно отбирать безгазовую и безводную нефть. Однако ясно, что при одинаковом дебите нефти у горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной скважиной можно значительно уменьшить депрессию на нефтяной пласт, а при одинаковой депрессии можно значительно увеличить дебит нефти, но нельзя одновременно значительно увеличить дебит и значительно уменьшить депрессию, можно только незначительно увеличить дебит и незначительно уменьшить депрессию.

Идея возможного резкого уменьшения депрессии связана с тем, что у горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной скважиной резко уменьшается общее фильтрационное сопротивление, состоящее (по Ю.П. Борисову) из внешнего и внутреннего фильтрационных сопротивлений; причем уменьшается за счет еще более резкого уменьшения внутреннего фильтрационного сопротивления, но именно это внутреннее фильтрационное сопротивление определяет долю депрессии, приходящуюся на ближайшую окрестность скважины - перепад давления между горизонтальной скважиной и газовой и водяной частями пласта.

Как известно, чтобы не допустить прорыва в горизонтальную скважину газового конуса (гребня) сверху и водяного конуса (гребня) снизу, упомянутый перепад давления Аe надо компенсировать (уравновесить) гидростатически: сверху за счет (ун - Yr) - разности плотностей нефти и газа в пластовых условиях в долях плотности воды и lсг - расстояния от горизонтальной скважины до горизонтальной поверхности газонефтяного контакта

ДP< (Ун-Уг)-lсг

10

и снизу за счет (ув - ун) - разности плотностей воды и нефти в пластовых условиях в долях плотности воды и lсв -расстояния от горизонтальной поверхности водонефтяного кон-

АP< (Ув Yh)'lc1

ю

Депрессия на нефтяной пласт равна разности eил - пластового давления и eс - давления на забое скважины (eПЛ - eс).

гакта

241

Ради простоты будем рассматривать нефтяной пласт еди-

k- h ничной гидропроводности -----= 1.

Будем рассматривать размещение вертикальных скважин по регулярной сетке с L - расстоянием между рядами скважин и 2о - расстоянием между соседними скважинами в рядах и линейную схему заводнения с чередованием добывающих и нагнетательных рядов; затем вертикальные скважины будем заменять горизонтальными скважинами с /г - горизонтальной длиной, расположенной вдоль линии ряда и меньше расстояния между скважинами /г < 2а.

Будем применять известные формулы.

При этом у вертикальной скважины общее фильтрационное сопротивление будет равно

1 1 L 1 , 2а

+ — • In-------,

2 22а 2я

а у горизонтальной скважины общее фильтрационное сопротивление будет равно

1 1 L 1 , 2а h 1 , 2а + — • In — +---------In

2 22а 2я 1Т 1Т 2я 2я • гс

В этих формулах гс - радиус скважины и h - толщина монолитного проницаемого нефтяного пласта.

Если у горизонтальной скважины q - дебит нефти такой же, как у вертикальной скважины, а депрессия у вертикальной равна (Рпл - Рс), то депрессия у горизонтальной скважины будет равна

1 1 L 1 , 2а h 1 2а -------------+-----m +----------ln

2 22а 2я I, ^ 2я 2ятс

1 1 L 1 , 2а -------------+-----ш

(Р^-РгУ,

2 22а 2я 2ятс часть этой депрессии, составляющая долю

h
1

la

•In

/г
2я

2я • г,
С

1
1
Г

1

la
Ь
1

2а

+

• In

+ —

• In

2
2
2а

2я

L
L
2я

2я • гг

приходится на ближайшую прискважинную зону горизонтальной скважины и представляет собой перепад давления между скважиной и газовой и водяной частями пласта

242

2ятс

h 1 , 2a ---------m-------

др = *? 2" 2jI'rc . (p _ p )

1 1 L 1 2a пл с ' -----------+-----m-------

2 22a 2я 2я • rc

В этой формуле комплекс, связанный с вертикальной скважиной, можно заменить на дебит нефти, поделенный на гидро-проводность,

(Рпл-Рс) _ Я

1 1 L 1 , 2a kh' -----------+ — ш------- —

2 22а 2я 2ж-гс ^

после чего формула перепада давления принимает следующий вид:

Ч h 1 2о

AP = ^.^.1.ln

М ;г 2я 2ж-гс

Представим здесь примеры расчета по приведенным формулам.

Исходные данные

Равномерная квадратная сетка размещения вертикальных скважин L = 2о = 400 м, горизонтальная длина горизонтальной скважины /г = 200 м, радиус скважины гс = 0,1 м, нефтяная толщина монолитного нефтяного пласта h = 20 м, депрессия на нефтяной пласт при вертикальных скважинах (Рпл — Рс) = 100 ат, разности плотностей нефти и газа и воды и нефти в долях плотности воды (ун - Yr) = 0,5 и (Yb - YH) = 0,3.

При этом перепад давления между горизонтальной скважиной и газовой и водяной частями пласта получается равным

20 1 , 2а ------In

Ар= 200 2. 2.-0,1 .100= 0,0551 .100 = 0 0431.100 = 431 ат,

1 1 400 1 , 2а 0,25 + 1,0275 -------------+-----m---------

2 2 400 2я 2я-0,1

чтобы такой перепад давления гидростатически компенсировать, расстояние от горизонтальной скважины до поверхности газонефтяного контакта должно быть больше

1=АР------— = 4,31- — = 86,2 м

(Ун-Уг) 0,5

243

и расстояние до поверхности водонефтяного контакта должно быть больше

Г ЛП 10 10

L = AP------------= 4,31-----= 143,7 м,

(Yb-Yh) 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 газовой и водяной частей пласта

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

при этом допустимый перепад давления равен АР =-----=

20

= 0,2115 ат и допустимая депрессия на нефтяной пласт у горизонтальной скважины равна

(Р„-Рс) =

2 22а 2я L

— +—-Ы^

L 2я 2я • ?;

+ 1

aD /'0,25 + 0,1103 1

¦кР = \---------------+ li -0,2155 =

{ 0,0551

= 7,539 • 0,2155 = 1,625 ат;

при допустимом перепаде давления АР = 0,2155 ат и допустимой депрессии на нефтяной пласт (Рпл - Рс) = 1,625 ат дебит нефти у горизонтальной скважины будет

_kh АР _ kh 0,2155 _kh„„11

И h + 1 l^Ja И 0,0551 И 1Т 2я 2я • гс

По этой формуле сделаны подсчеты:

—, с^ат ..... 0,05 0,15 0,50 1,50 5,0 15,0 50,0

q, с^ат .......... 0,196 0,587 1,956 5,867 19,555 58,667 195,554

Таким образом, здесь было показано, что в монолитном проницаемом пласте (без разделяющих непроницаемых прослоев), имеющем верхнюю газовую часть, среднюю преобладающую 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 нефти из газонефтеводяных пластов, надо применять избирательность - 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 нефтяной пласт состоит из двух или нескольких проницаемых нефтяных слоев и разделяющих непроницаемых прослоев; толщина проницаемых нефтяных слоев является эффективной, а толщина разделяющих непроницаемых прослоев является неэффективной. Поэтому давно стало ясно и понятно, что нельзя бурить такие горизонтальные скважины, которые проходят посередине одного из нефтяных слоев, не затрагивая другие нефтяные слои, выключая из разработки их запасы нефти, что приводит к значительным потерям извлекаемых запасов нефти; что горизонтальные скважины должны по диагонали пересекать 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 наклонными и наклонные скважины прямолинейно продолжаются до пересечения со всеми нефтяными слоями разрабатываемого эксплуатационного объекта (рис. 4.8).

Чем больше а - угол вхождения наклонной скважины в нефтяной пласт (при горизонтальном пласте это угол относительно вертикали), тем больше /г - ее горизонтальная длина, измеренная в единицах ho6 - общей толщины нефтяного пласта lT/ho6:

а, градус ......... 50 55 60 65 70 75 80

lT/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:

/ - куст скважин; 2 - вертикальная скважина; 3 ~ наклонные пологие скважины; 4 - нефтяные слои; 5 - разделяющие прослои; hn6 - общая толщина пласта; /г - горизонтальная длина скважины по нефтяному пласту; а - угол вхождения наклонной скважины в нефтяной пласт

Пологие скважины - это наклонные скважины, прямолинейно продолжающиеся по нефтяному пласту. Наверное, надо как-то различать пологие и горизонтальные (диагонально-горизонтальные) скважины. Будем считать, что пологие имеют более короткую горизонтальную длину /г; пологие - те, у которых угол вхождения больше 55°, но меньше 80°

55° < а < 80°,

а горизонтальная длина /г больше 1,5, но меньше 5,5

единицах общей толщины ho6

1,5 <

< 5,5;

горизонтальными будем считать те скважины, у которых больше угол вхождения и больше горизонтальная длина

а>80°и ^>5,5.

^об

h

об

246

Далее для сравнения эффективности по дебиту нефти пологих и горизонтальных скважин в условиях монолитного нефтяного пласта и многослойного нефтяного пласта были сделаны расчеты; в этих расчетах были использованы параметры 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

1 к¦ h Pcs-Рсэ k-h Pcs-Рса

Чо

и 2-w„ + Q, + 2-w и, „ 1 _

2---------w + Q. + 2-w

у и,

k ¦ h где ----- - гидропроводность нефтяных пластов в конкретных

условиях, равная -----= 0,333 ----------; (Рс„ - Ргч) - разность

J F И (сут-ат) F

забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин в

конкретных условиях, равная Рся - Рсэ = 400 - 100 = 300 ат;

соответственно комплекс------[Рсв - Рсэ I = 0,333 -300 = 100—,

[1 v ' сут

v = 2 - увеличение приемистости нагнетательной скважины после обработки химическим реагентом полисил; ц, = 2,343 -соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в конкретных пластовых условиях (переход от коэффициента продуктивности по нефти к коэффициенту приемистости по воде); со - внутреннее фильтрационное сопротивление добывающей скважины:

при вертикальной скважине

1 , 2а со = —-ш---------;

2я 2я • гс

при горизонтальной скважине в монолитном нефтяном пласте, когда общая толщина пласта равна эффективной толщине

ho6 = h,

1 (, 2a h . h \ со = — • In — + — • In-------- ;

\ 'г 'г 2lt • rc I

2я

при горизонтальной скважине в многослойном нефтяном пласте, когда общая толщина больше эффективной ho6 > h и эффективная толщина состоит из нескольких слоев, псл - число нефтяных слоев,

247

1 (л 2а hCJl ксл \

ю = — ¦ ш — + ?2- ¦ In —^— ;

2" I 'ел 'ел 2*-rJ

Л h - h

I'm *V ) '^

Лоб • Исл Исл

Q - внешнее фильтрационное сопротивление Q = —.

2а

В этих формулах: L - расстояние между рядами; 2а - расстояние между скважинами в ряду; гс - радиус ствола скважины; /г - горизонтальная длина скважины; /сл - горизонтальная длина скважины в пределах отдельного нефтяного слоя; псл -число слоев; hCJl - толщина отдельного нефтяного слоя.

В конкретных условиях рассматриваемого нефтяного месторождения:

L = 400 м; 2а = 400 м; гс = 0,1 м; ho6 = 29 м; h = 18,5 м; псл = = 10,5.

При вертикальных скважинах дебит нефти на одну скважину проектной сетки равен

1 k-h Рся-Рсэ 10° Т

ак =-----------------------ен—й---------------=----------------------------------= 28,62-----.

И п { 1 \ 1 , 2а L /1 \ сут

2- ------+ 1-----In-------+ — 2- ----------+ 1-1,0275 + 1

{y\i, ) 2я 2я-гс 2а ^2-2,343 )

С этим дебитом можно сравнивать дебиты пологих и горизонтальных скважин в монолитном и многослойном нефтяных пластах.

По представленных формулах для условий рассматриваемого нефтяного месторождения были выполнены расчеты, результаты 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 монолитного 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 пласта 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 обособленных одиночных скважин, а для скважин, представляющих системы разработки, состоящих из вертикальных или го-

248

it -Ш'Ф 4.8

Сравнение эффектавности по дебиту нефти горизонтальной, пологих и вертикальной скважин

Характеристика
нефтяного
пласта
Горизонтальная скважина L = 400 м 2а = 400 м
Пологая скважина

а, °
56,3
63,4
68,2
71,6
74,1
76,0

Монолитный ho6= h = 1,85 м
?2 = 1
со = 0,0249 q1 = 94,30
v - увеличение дебита по сравнению с дебитом вертикальной скважины
94,30
v =--------= 3,30
28,62
1г
h
1г, м
со
V
1,5
27,8 0,7826 34,49
1,205
2
37 0,6480 38,87
1,358
2,5
46,3 0,5583 42,47
1,484
3
55,5 0,4938 45,49
1,589
3,5
64,8 0,4434 48,17
1,683
4
74 0,4031 50,55
1,766

Многослойный
псл = 10,5 ho6 = 29 м
h = 18,5 м
Иш = 1,76 м
?2 = 1
\ш = 24,30 со = 0,4577
q1 = 47,38
v - увеличение дебита по сравнению с дебитом вертикальной скважины
47,38
v =--------= 1,66
28,62
|г
1г, м 1сл, м
со
V
1,5
43,5 2,643
0,9081
31,21
1,091
2
58 3,524
0,8350
33,04
1,155
2,5
72,5 4,405
0,7831
34,48
1,205
3
87 5,286
0,7432
35,67
1,246
3,5
101,5 6,167
0,7108
36,70
1,282
4
116 7,048
0,6837
37,60
1,314

ризонтальных, или пологих скважин. Заметное снижение эффективности по дебиту нефти горизонтальных и пологих скважин связано с постоянной неизменностью величины Q -внешнего фильтрационного сопротивления.

Расчеты с умыслом были сделаны дважды: для условий идеального монолитного нефтяного пласта и для реального многослойного; потому что рекламную эффективность горизонтальных и пологих скважин по сравнению с вертикальными скважинами обычно показывают на примере монолитного пласта, хотя эта относительная эффективность значительно снижается при переходе к реальному многослойному пласту.

При всем том применение пологих скважин (прямолинейное продолжение наклонных скважин в пределах нефтяных 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 различных схемах их размещения применительно к условиям одного реального нефтяного месторождения, расположенного в Западной Сибири и в настоящее время вводимого в промышленную разработку.

По фактическим данным гидродинамических исследований добывающих скважин средний коэффициент продуктивности:

по Северной залежи по 7 скважин равен г\ = = 0,922 т/(сут-ат);

по Южной залежи тоже по 7 скважинам равен г|ср = = 0,242 т/(сут-ат).

В общих извлекаемых запасах нефти промышленной категории Q 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/(сут-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

9^ = 3,81 раза; а после разбуривания этих залежей значи-0,242 f ' t- Jt-

тельно более густой проектной сеткой скважин это различие может сильно уменьшится. Поэтому лучше пользоваться коэффициентом продуктивности, средним для обеих залежей, равным цср = 0,446 т/(сут-ат).

От коэффициентов продуктивности перейдем к гидропро-водности нефтяных пластов

= tA-----1-----= t±J^ = hL±. 0,80306;

V- 1 R V- 250 И

— -1п^ In —

2я гс 0,1

k- h

— = ti-1,24524 e ir 1,245;

Северная Южная В целом

залежь залежь

¦Л, т/(сут-ат) .......................... 0,922 0,242 0,446

ъ. и

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

Для обеспечения 90%-ной надежности проектных дебитов нефти применяется коэффициент надежности, уменьшающий расчетные дебиты

| =1-OpL =1_1дЖ = 0,56052. V "и * ^

Из-за влияния зональной неоднородности пластов происходит уменьшение расчетных дебитов нефти. Это учитывает следующий понижающий коэффициент:

%2 =---------------=---------------= 0,73099.

1 + 0, 46 • Ул2 1+ °' 46 ' °' 8

Общий понижающий коэффициент равен | = |1|2 = 0,40974 е е 0,410.

Соотношение подвижностей вытесняющего агента (закачиваемой воды) и нефти в пластовых условиях равно

и =^-/C5 = 1i.o>5451'5 = 2,42; г иа 2 о,з

коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях равен

252

2 2

= i.(l + 2,42V! -1,111111 = 2,232667^2,233.

2 \ / 0,851

Учитывая, что у закачиваемой воды температура заметно ниже пластовой, а вязкость заметно выше пластовой, то последние величины принимаем равными:

(I, = 2 и (i0 = 2.

Формула амплитудного дебита нефти на 1 скважину проектной сетки

k- h Р - Р

1о =~' С1Ъ2 СЭ '^'

где Pcs и Рсэ - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин; Q2 - общее геометрическое фильтрационное сопротивление рассматриваемого элемента залежи, которое: при 3-рядной схеме

Q2= 2-

(2-<х>„ „ ^ со,

------ + i2 +ю -со •----------------

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 скважины центрального ряда обеспечиваются закачкой с двух сторон; юн, <»! и ю2 - геометрическое внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательной скважины, добывающей скважины 1-го ряда и добывающей скважины 2-го, или центрального, ряда; Q, и Q2 - геометрическое внешнее фильтрационное сопротивление полосы перед 1-м добывающим рядом и перед 2-м добывающим рядом; при 1-рядной схеме

Q 2.(^H+Q1 + 2.roi).

Рассматриваемые варианты размещения вертикальных и горизонтальных скважин представлены на рис. 4.9, где показаны расстояния между скважинами 2о = 500 м и 2о = 1000 м и

253

Рис. 4.9. Ваоианты оазмешения веотикальных и гооизонтальных скважин:

/ - вертикальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная скважина; 3 - горизонтальная добывающая скважина; 4 - горизонтальная наг-

нетательнаяГ скважина

Рис 4 10 ШосЬиль пласта с горизонтальной скважиной-

/ -слой; 2 ~ непроницаемый прослой

между рядами скважин L = 500 м и L = 1000 м, а также горизонтальная длина горизонтальных скважин /г = 250 м и /г = = 500 м.

Рассматриваемый фактический типовой профиль эксплуатационного объекта показан на рис. 4.10. Нефтяной пласт состоит 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 скважинами в рядах 2а = 500 м геометрические внутренние и внешние фильтрационные сопротивления:

юн = ю1=ю2 =—-In-------=—-In--------= 1,Ubo,

2я 2ятс 2я 2я-0,1

при 2о = 500 м и L = L1 = L2 = 500 м

Q = Q = А = 1;

2а

при 2а = 500 м и L = L1 = 1000 м

Q1 = — = — = 2;

2а 500

при горизонтальных скважинах и расстоянии между скважинами в рядах 2о = 1000 м геометрическое внутреннее фильтрационное сопротивление:

при монолитном нефтяном пласте (когда общая толщина равна эффективной толщине пласта ho6 = /гэф = 9,76 м)

1 {Л 2a h , ^ ......... In — = — • In

2я { 1Т 1Т 2ятс

1 Л 1000 9,76 , 9,76 ^ т-™™ =—-| In-------+-------In--------1 =0,2а/6/У

2я [ 250 250 2jt-Q1

при /г = 250 м;

1 Л 1000 9,76 , 9,76 ^ „„

ю = ю=аь =—- In-------=-------In-------- =0,1188а9

2я

¦I 1П----------=----------1П------------I

[ 500 500 2jt-Q1

при /г = 500 m;

255

при двухслойном нефтяном пласте (когда исл = 2, ho6 14,64 м и /гэф = 9,76 м)

со =ю =ю =1-|ln об сд+^_-1п

2я I 'г'йэф '- га-2я-г„

= 1{ln1000,H64,2+1i-ln 9'76 | =0,414590 2я ^ 250-9,76 250 2-2it-0,1

при /г = 250 м;

1 Л 1000-14,64-2 14,64 , 9,76 ^

ю =ю =ю =—-| In-----------------+—-In-----------1 =0,294720

2я [ 500-9,76 500 2-2n-0,1

при /г = 500 м;

геометрическое внешнее фильтрационное сопротивление: при 2о = 1000 м и L = 500 м

Q1 = Q2 = ^° = 0,5; 1000

при 2о = 1000 м и L = 1000 м

Q1 = —= 1. 1000

Для условий рассматриваемого нефтяного месторождения (LA = 0,555 т/(сут-ат), ц. = 2 и 1 = 0,410), для рассмотренных в технико-экономическом обосновании коэффициента неф-теизвлечения (ТЭО КИН) вариантов размещения вертикальных и горизонтальных скважин, представленных на рис. 4.9, для модели монолитного нефтяного пласта с толщиной h = = ho6 = кэф = 9,76 м и модели двухслойного нефтяного пласта псл = 2 с общей толщиной ho6 = 14,64 м и эффективной толщиной /гэф = 9,76 м, при принятой в ТЭО КИН разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин (Рсв -- Рсэ) = (400-160) = 240 ат были сделаны расчеты: геометрических внутренних, внешних и общих фильтрационных сопротивлений (ю, Q и Q2), амплитудного дебита на 1 проектную скважину (q10) и амплитудного дебита на 1 добывающую

256

скважину (q1 = q1 ¦ +m; m - число добывающих скважин на 1

т

нагнетательную скважину, при 3-рядной схеме т = 3, при 1-рядной схеме т = 1). Дебит на 1 проектную скважину определяется по формуле

, k-h (Рш-Рсэ) fc (400-160) 5^612

1о = µ -----------^1 = 0,555-----------% =-------- т/сут.

Полученные таким образом результаты представлены в табл. 4.9.

Анализ полученных результатов показывает, что при применении вертикальных скважин переход от 3-рядной схемы размещения добывающих скважин к 1-рядной схеме при прочих равных условиях приводит к увеличению дебита на 1 проектную скважину в 9'56 =1,364 раза и на 1 добывающую сква-

26,08 жину в 1275 =4^45 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 /г = 250 м приводит к увеличению дебита на 1 проектную скважину в 1 1щ| = 2,402 раза; а при их горизонтальной

длине больше /г = 500 м - в 1Щ = 3,025 раза.

Общее увеличение дебита на 1 проектную скважину при переходе от 3-рядной схемы размещения вертикальных скважин к 1-рядной схеме горизонтальных скважин с горизонтальной длиной /г = 500 м - в ^ = 4,127 раза. Такой же переход,

но в идеальных условиях в случае монолитного нефтяного пласта без разделяющего непроницаемого прослоя при горизонтальной длине горизонтальных скважин /г = 500 м дает общее увеличение дебита на 1 проектную скважину в

Щ^ = 6,669 раза.

Таким образом, здесь был сделан проектный расчет дебитов вертикальных и горизонтальных скважин при различных схемах 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 скважины, расстояние между скважинами 2а = 500 м
со„ = со1 = со, =
= 1,063
Q = Q, = 1
1j = 5>13
q1 = 9,56 т/сут q103 = 12,75 т/сут
сон = со1 = 1,063
?21 = 2 ?2Х = 5,189
q1 = 10,52 т/сут q13 = 21,04 т/сут
сон = со1 = 1,063
?21 =1 ?2Х = 4,189
g1 = 13,04 т/сут ^оз = 26,08 т/сут

Горизонтальные скважины, расстояние между скважинами
2а = 1000 м, горизонтальная длина 1т = 250 м
Монолитный пласт h = Кб =
= 9,7% м
со„ = со1 = со, =
= 0,238
Q = Q, = 0,5
1j= 1,857
q1 = 29,40 т/сут q13 = 39,20 т/сут
сон = со1 = 0,238
?21 = 1 ?2Х= 1,713
q1 = 31,88 т/сут ^= 63,76 т/сут
сон = со1 = 0,238
?21 = 0,5 Q2= 1,213
g1 = 45,02 т/сут с^з = 90,04 т/сут

Двухслойный пласт пш= 2,
Ки =
= 14,64 м,
= 1,76 м
со„ = со1 = со, =
= 0,415
?2, = ?2, = 0,5
12 = 2,461
q1 = 22,19 т/сут f7o3= 29,59 т/сут
сон = со1 = 0,415
?21 = 1 ?2Х = 2,244
g1 = 24,34 т/сут <^э= 48,68 т/сут
сон = со1 = 0,415
?21 = 0,5 ?2Х = 1,744
q1 = 31,32 т/сут ^оз = 62,64 т/сут

Горизонтальные скважины, расстояние между скважинами
2а = 1000 м, горизонтальная длина 1т = 500
Монолитный пласт h = Кб =
= 9,7% м
со„ = со1 = со, =
= 1,119
Q = Q, = 0,5
1E= 1,442
g1 = 37,86 т/сут (7(1)э= 54,48 т/сут
сон = со1 = 0,119
?21 = 1 ?2Х= 1,357
g1 = 40,26 т/сут (4= 80,52 т/сут
сон = со1 = 0,119
?21 = 0,5 ?2Х = 0,857
q1 = 63,76 т/сут (4= 127,52 т/сут

Двухслойный пласт
Псл= 2, ^ой =
= 14,64 м,
К* = = 1,76 м
со„ = со1 = со, =
= 0,295
?2, = Q, = 0,5
1Х = 2,053
g1 = 26,60 т/сут (/оэ= 33,46 т/сут
сон = со1 = 0,295
?21 = 1 ?2Х = 1,884
g1 = 28,98 т/сут С71з= 57,97 т/сут
сон = со1 = 0,295
?21 = 0,5 Qj= 1,384
q1 = 39,45 т/сут «703= 78,90 т/сут

геологического строения нефтяного пласта. При этом было показано, что наличие в пределах нефтяного пласта разделяющего 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, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, находящиеся в малопроницаемых малопродуктивных нефтяных пластах и месторождениях. 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 коэффициенты 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 пластах известного Самотлорского месторождения в Западной Сибири.

Для ввода этих малопродуктивных нефтяных месторождений в экономически рентабельную промышленную разработку, конечно, нужны налоговые льготы, но этого совершенно недостаточно, и нужны коренные изменения в конструкции скважин, в технике и технологии их эксплуатации.

Возможными средствами (одним из возможных средств) решения этой проблемы являются: гидроразрыв нефтяных пластов и применение горизонтальных скважин, вернее, скважин с горизонтальной частью. Эти технические средства уже практически применялись 30-40 лет назад; но к настоящему времени, во-первых, они усовершенствованы, во-вторых, потребность в экономически рентабельной разработке малопродуктивных пластов и месторождений резко обострилась, поскольку 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 неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой. К сожалению, 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. Поэтому 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 проницаемости, долю эффективной толщины слоев в общей толщине нефтяного пласта.

Основной образ нефтяного пласта, базирующийся на знании многих нефтяных месторождений Татарии, Мангышлака и Западной Сибири: пласт состоит из 3-4-5 обособленных нефтяных слоев, разделенных 2-3-4 непроницаемыми прослоями; 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 эффективной 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 соответствующий функции распределения. И если все это учесть при определении производительности горизонтальной скважины, то ее преимущество перед вертикальной скважиной существенно уменьшается. Кстати, уже самые начала подземной гидродинамики, а именно, рассмотрение плоскопараллельной и плоскорадиальной фильтрации жидкости позволяет оценить верхний 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 вертикальную 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 неоднородность.

Рассмотрим механизм возникновения дополнительной геометрической неоднородности на примере одного вполне реального 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, пробуренные по равномерной квадратной сетке, расстояние между которыми равно 400 м.

Турнейский горизонт имеет общую толщину 48 м, эффективную толщину 12 м и 8 слоев, каждый с эффективной толщиной ^ = 1,5 м.

Из 400 м горизонтальной части скважины только

400 •-jg = 100 м проходят по слоям по эффективной толщине, и по каждому слою длина горизонтальной части всего

-о- = 12,5 м. Но поскольку все слои разобщены прослоями, то

400 м общей длины горизонтальной части фактически превращены 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 горизонтальными 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 ми 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, деформирование и разрежение сетки скважин со всеми известными отрицательными последствиями.

Поскольку от горизонтальной части длиной в 400 м по каждому обособленному слою остается всего 12,5-25-50 м, то есть смысл вместо горизонтальных скважин создавать скважины-елки, т.е. вертикальные скважины с короткими горизонтальными 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 скважину уже эксплуатировали в качестве добывающей или нагнетательной, выявили неудовлетворительно работающие части толщины нефтяных пластов и дополнительные горизонтальные каналы осуществили избирательно в нужных местах, чтобы увеличить текущую и суммарную добычу нефти.

Будем рассматривать нефтяной пласт толщиной h. Применена равномерная квадратная сетка скважин с расстоянием между соседними скважинами 2а. Будем рассматривать участок, дренируемый одной скважиной, с площадью (2а)2 и периметром 4-2а. Радиус скважины гс. В пределах толщины нефтяного пласта по стволу скважины равномерно расположены п горизонтальных каналов, каждый длиной / и радиусом г„. При этом в пределах пласта выделяется п гидродинамически обособленных слоев. Будем рассматривать один такой слой толщиной ht = —. В пределах этого слоя в центре рассматриваемого участка находится скважина (часть вертикальной скважины длиной ht) и один горизонтальный канал. Рассматриваемый участок разделим на два участка: центральный (в окрестности скважины и горизонтального канала) и периферийный - весь остальной рассматриваемый участок за вычетом центрального участка. Размеры центрального участка, в соответствии с идеями и результатами И.А. Чарного, прямо связаны с толщиной слоя k,. Площадь центрального участка равна (/ + 2rc + ht)(2rc + ht), его периметр равен (2/ + A-2rc + Ah,).

В пределах центрального участка фильтрационное сопротивление вертикальной скважины равно

µ.LJ.l 4(A'+2rc)-kht 2я 2кгс

фильтрационное сопротивление горизонтального канала равно

µ 1 1 , 4к+2гс,)

—--------In ( ;

k I 2я 2га?,

в пределах центрального участка вертикальная скважина и горизонтальный канал действуют параллельно, поэтому суммировать надо величины, обратные их фильтрационным сопротивлениям, и от полученной суммы переходить к результирующему фильтрационному сопротивлению:

262

[i 1 1 . 4(й,+ 2гс) [i11. 4(й,+ 2гс,)

k й, 2я 2ягс & I 2it

2лгг

k 2% A,

ln 4(A,+ 2rc) in 4(A.+ 2r«)

2яг„

2itrr

С этим фильтрационным сопротивлением надо суммировать фильтрационное сопротивление периферийного участка

1п

4-2а

[i11

k й, 2я 2/ + 4-2гс + 4й,

В итоге получается

\х 1 & 2л

4-2а

Л,

2/ + 4-2гс + 4й,

1д4(й,+ 2гс) 1п4(й,+ 2гс,)

2яг„

2яг„

Для сравнения приведем фильтрационное сопротивление рассматриваемого участка с вертикальной скважиной без горизонтального канала

[i11

4-2а

k й, 2я 2гс

In

С учетом этого получается формула уменьшения фильтрационного сопротивления и увеличения дебита скважины-елки по сравнению с обычной вертикальной скважиной:

v =

я 2ягг

h,

+-ln

4-2а

й, 2/ + 4-2ягс + 4й,

1д4(й,+ 2гс) 1п4(й,+ 2гс.)

2яг„

2яг„

1

1

1

1

1

263

2ягс

+ Ы

4-2а

h, I I 2l + 4-2rc + 4h,

1д4(А,+ 2гс) h, ,п«Л) 2жгг 2лгг

Осуществим замену h,= -, тогда

п

V =

2ягс

1 +ы 4'2а

-----;---------Г + Т'п------;----------Г 2/ + 4-2гс + 4—

,lh n\ h ,(h . \ п

Ы-±--------' 1п->---------'

2лгс 2nrct

По последней формуле для нефтяной площади с равномерной квадратной сеткой размещения скважин с плотностью (2а)2 = 160 000 м2/скв. = 16 ra/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

0,1 0,04 0,01

радиуса горизонтального канала г„ = 0,04 м, расстояния между горизонтальными каналами

h*= — ,M.............. 1 25

и длины горизонтального канала

I, ж........ 0,5 1 2 5 10 20

Приведенные радиусы вертикальных скважин гс = 0,04 м и гс = 0,01 м соответствуют разной степени засорения их при-забойных зон. Понятно, что в таких скважинах эффект от создания горизонтальных каналов заметно выше.

Рассмотренные условия ht = 1ми/г, = 2м вполне реальны, поскольку на многих нефтяных месторождениях обособленные нефтяные слои имеют эффективную толщину 1-2 м.

Таблица 4.11 рассчитана для следующих условий: (2а)2 =

= 16 ra/скв. и 2а = 400 м, А Л = 0,1ми г„ = 0,005 м.

1

264

Таблица 4.10 Увеличение дебита v скважины-елки

/, м
гс, м

0,1 0,04
0,01

К = 1 м

0,5
1
2
5
10 20
1,102 1,180 1,317 1,529 1,776 2,115
1,152 1,259 1,411 1,688
2!353
1,243 1,397 1,598 1,938
2720

h, = 2 м

10 20
1,685 1 1,859
2,036 | 2,261
К = 5 м
2,132 2,607

10
1,562
1,702
1,922

20
1,910
2,107
2,415

Таблица4.11

Увеличение дебита v скважины при глубокой перфорации

/, м
гс, м

0,1
0,01

0,5 1
1,140 1,225
1,370 1,513

Приведенные в табл. 4.11 результаты показывают увеличение дебита скважины при дополнительном применении глубокой перфорации. При этом на 1 м эффективной толщины нефтяных пластов делается 10 перфорационных отверстий, радиус перфорационных каналов г„ = 0,005 м = 5 мм, их диаметр 1 см, глубина / = 0,5 м и / = 1 м.

Видно, что при засоренной призабойной зоне нефтяных пластов (приведенный радиус скважины гс = 0,01 м значительно меньше ее физического радиуса) существенно возрастает эффективность глубокой перфорации.

Интересные результаты расчетов представлены в табл. 4.12. Сами эти расчеты носили исследовательский характер, поскольку надо было определиться с размерами и параметрами создаваемых устройств для производства горизонтальных каналов. Для чего надо было установить зависимость снижения фильтрационного сопротивления и, соответственно, увеличения дебита скважины от числа горизонтальных каналов на единицу эффективной толщины нефтяных пластов (от

265

п,= — = —), и от радиуса горизонтального канала (г„) и от глу-h, h F J F c ^

бины горизонтального канала (/). Приведенные результаты ясно показывают, что наиболее сильное влияние оказывает глубина канала (/). Неожиданным получилось относительно слабое влияние радиуса канала (гс.) и числа каналов (и,). Однако совершенно ясно, что горизонтальные каналы должны быть во всех без пропуска обособленных нефтяных слоях, иначе будут потери запасов нефти.

Таблица 4.12

Увеличение дебита v скважины при глубокой перфорации

Расстояние между отверстиями ht, м
Приведенный радиус скважины гс, м
Глубина отверстия 1, м
Радиус отверстия
Гс«> М
Увеличение дебита скважины vq, м

0,1
0,1/0,01
0,2
0,008
1,072/1,234

0,2
0,1/0,01
0,2
0,008
1,062/1,194

0,2
0,1/0,01
0,4
0,008
1,110/1,303

0,2
0,1/0,01
0,7
0,008
1,168/1,414

0,2
0,1/0,01
0,7
0,012
1,174/1,427

0,2
0,1/0,01
0,7
0,016
1,718/1,436

1,0
0,1/0,01
0,2
0,015
1,291/1,540

1,0
0,1/0,01
0,2
0,020
1,299/1,556

1,0
0,1/0,01
0,2
0,025
1,306/1,569

2,0
0,1/0,01
0,2
0,015
1,209/1,407

3,0
0,1/0,01
0,2
0,015
1,173/1,326

Таким образом, здесь была дана формула, позволяющая рассчитать увеличение дебита скважины после ее дополнительной глубокой перфорации или создания у нее горизонтальных каналов. Выполненные по этой формуле расчеты показывают высокую эффективность скважин-елок по дебиту нефти. Благодаря возможной избирательности скважины-елки будут обеспечивать увеличение нефтеотдачи пластов.

4.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

На нефтяных месторождениях Западной Сибири много малопродуктивных скважин, эксплуатация которых экономически нерентабельна. С этими скважинами связаны огромные еще не отобранные извлекаемые запасы нефти. Ради отбора этих запасов нефти необходимо значительно увеличить продуктивность малопродуктивных скважин. Извест-

266

ным сильнодействующим средством увеличения продуктивности является гидравлический разрыв пластов (ГРП).

Однако необходимо учитывать, что наблюдаемая высокая эффективность гидроразрывов (увеличение дебита нефти в 3-5-10 раз) обычно связана с преодолением прискважинной сильнозасоренной и потому низкопроницаемой зоны нефтяных пластов, которая была засорена при бурении и эксплуатации скважин. К сожалению, часто применяемая технология эксплуатации такова, что после проведения гидроразрыва резко возросшая продуктивность пластов снижается в том же темпе, как снижалась до проведения гидроразрыва. Можно провести детальные расчеты и убедиться, что такая технология эксплуатации скважин вместе с проведением гидроразрывов с учетом некоторой аварийности скважин при гидроразрывах может привести к существенным потерям утвержденных извлекаемых запасов нефти.

Поэтому становится понятно, что необходимо коренное улучшение применяемой технологии бурения, освоения и эксплуатации скважин, чтобы не было резкого снижения природной продуктивности нефтяных пластов; также необходимо усовершенствование технологии гидроразрыва, чтобы он проводился более направленно, чтобы исключить аварийное выбытие скважин.

Будем рассматривать эффективность вертикальных трещин, образующихся при гидравлическом разрыве нефтяного пласта.

Начнем с известного факта: под воздействием высокого внутреннего давления труба обычно разрывается вдоль, а не поперек. По этой идее трещины должны быть вертикальными. Когда трещины оказываются горизонтальными, то в многослойном нефтяном пласте, разделенном многими непроницаемыми прослоями, возникает серьезная проблема потери значительной части подвижных запасов нефти в других соседних нефтяных слоях, незатронутых гидроразрывом.

Сошлемся на книгу Ю.П. Желтова [3], где на рис. 27 показана вертикальная (наклонная) трещина.

Эффективность гидроразрывов будем определять не для отдельных обособленных скважин, а для системы совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин, для типичного элемента этой системы. Эта эффективность выражается в уменьшении общего фильтрационного сопротивления или, при соблюдении постоянной разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин Рся - Рсэ = const, в увеличении общего дебита жидкости и общего дебита нефти.

Эффективность создаваемых вертикальных трещин будем

267

определять по вертикальным скважинам. Поэтому начнем с определения дебита вертикальных скважин.

Вертикальная скважина (рис. 4.11) - в центре кругового участка нефтяного пласта, обладающего гидропроводностью

к • h

----- (где к и h - проницаемость и эффективная толщина

нефтяного пласта; \i - вязкость нефти). На забое скважины -забойное давление Рс, на контуре кругового участка пласта -пластовое давление Рк. Радиус самой скважины гс, радиус дренируемого ею кругового участка пласта RK. Формула дебита скважины имеет следующий вид:

Рис. 4.11. Вертикальная скважина в центре кругового участка нефтяного пласта

к • h где кроме гидропроводности ----- и разности давлений (Рк -

Рс) содержится геометрическое фильтрационное сопротивление — -ln^-. 2л гс

268

Рис. 4.12. Вертикальная скважина в центре квадратного участка нефтяного пласта. ё к — давление задано на четырех сторонах

Вертикальная скважина (рис. 4.12) - в центре квадратного участка нефтяного пласта. Сторона квадрата равна 2а. На всех четырех сторонах квадрата поддерживается пластовое давление Pк. Это элемент 5-точечной схемы площадного заводнения. Геометрическое фильтрационное сопротивление равно

1-In20

2™ 47-

.r

Рис 4 13 Вертикальная скважина в центре квадратного участка небтяного *TS^TIK^S^ ^SoS^^^Sf не(Ртяного

269

Рис. 4.14. Вертикальная скважина в центре квадратного участка нефтяного пла-ста. ё к - давление задано на одной стороне

Вертикальная скважина (рис. 4.13) - в центре квадратного участка нефтяного пласта, но пластовое давление Pк поддерживается только на двух сторонах квадрата. Это эле-мент линейной (однорядной) площадной (рядной) системы заводнения. Геометрическое фильтрационное сопротивление равно

1 о

-• — + —

22а 2л

1 -In 2а

1

= - +

2л • rс 4 2л;

1 -In 2o

2л; • rс

Вертикальная скважина (рис. 4.14) - в центре квадратного участка нефтяного пласта, но пластовое давление Pк поддерживается только с одной стороны. Это элемент двухрядной полосы — с двумя рядами добывающих скважин в полосе между двумя рядами нагнетательных скважин. Геометрическое фильтрационное сопротивление равно

о

— + — 2а 2л;

1 - 2о

_____1 + 1.*l

2л- rг 2 2л; 2л; • rг

На рис. 4.15 изображен элемент линейной схемы площадного заводнения или однорядной полосы, который содержит половину нагнетательной скважины и половину добывающей скважины. Забойные давления нагнетательной и добывающей скважин соответственно P и P , li* — соотношение подвижно-стей закачиваемого вытесняющего агента (обычно закачиваемой воды) и несЬти в пластовых условиях Пли этом геометоичес-кое фильтрационное сопротивление

270

QT

1 n 1 i 2a 2a 1 i 2a

— • 2 • — -In-------+ — + 2 • — • In

= J.J.

2л -rr

2a

2л; 2л; • rr

2a

In 2a +l + l-ln

2л- rr л 2л; • rr

Рис. 4.15. Элемент однорядной полосы

При 2а = 400 м и гс = ОД м QT = — -2,055 + 1 + 2,055.

Видно, что в геометрическом фильтрационном сопротивлении логарифмическая компонента является главной (при ji* — 1 она составляет более 80 %), т.е. основной преобладающей является плоско-радиальная фильтрация. Поэтому рассмотрим участки нефтяного пласта с плоско-радиальной фильтрацией (см. рис. 4.11 и рис. 4.12).

При 2а = 400 м, RK = ^ = 255,7 м и гс = 0,1 м разде-

лим зону дренирования скважины на десять кольцевых участков, одинаковых по фильтрационному сопротивлению:

Q =ln^ = lnf^--^-^-^'^-^-^-^-^-^ = Г гс \гс ^1 ^2 ^3 ^4 ^5 ^6 ^7 ^8 ^9)

??S 7

= lnp10 = 10-lnp = ln——7,722; lnp = 0,7722; p = 2,1645; ОД

Rt = rc • р = 0,2165 м = 21,65 см; R2 = rc • р2 = 0,4685 м = 46,85 см; R5 = rc -р5 = 4,75 м = 475 см.

Покажем доли участия соответствующих прискважинных зон в общем фильтрационном сопротивлении, в общей площа-

271

л;

ди и соответственно в общем объеме, в общих геологических запасах нефти:

R, м

S = ж-R2, м2 Для общего фильтрационного сопротивления, %........................

Доля площади, объема и геологических запасов нефти, %............

Для общего ' фильтрационного со:

противления, %........................

Доля площади, объема и геологических запасов нефти, %............

0,22 0,15
0,47 0,69
1,01 3,23
2,19 15,13
4,75 70,91

10
20
30
40
50

0,0001
0,0004
0,002
0,01
0,04

10,28 332,19
22,26 1556,3
48,18 7291,2
104,3 34159
225,7 160000

60
70
80
90
100

0,21
0,97
4,56
21,34
100

Из этих данных видно, что в однородном нефтяном пласте на долю прискважинного участка радиусом 0,47 м = 47 см приходится 20 % фильтрационного сопротивления и 0,0004 % площади, объема и геологических запасов нефти всей зоны дренирования скважины. Запасы нефти этого участка меньше запасов нефти всей зоны дренирования скважины в 250 000 раз. И если подвижные запасы нефти всей зоны отбираются за 9,5 лет, то выделенного прискважинного участка за - 3 ч.

Если в процессе бурения и эксплуатации скважины проницаемость выделенного прискважинного участка уменьшается по причине его засорения в 10 раз, то коэффициент продуктивно-

20-10 +(100-20) о сти скважины уменьшается в ------------------= 2,0 раза, а если

j 100 ^

проницаемость рассматриваемого участка уменьшается в 50 раз, то коэффициент продуктивности скважины уменынает-

20-50+(100-20)

100

= 10,8 раза.

Тогда в первом случае на долю рассматриваемого участка пласта приходится не 20 % общего фильтрационного соп-

ротивления, а

20-50

20-10

•100% = 71,4%, а во втором случае

20-10+(100-20) 100% =92,6%. Соответственно упругий запас жид-

20-50 + (100-20) кости созданной скважиной воронки депрессии уменьшится

100-20

2,8 раза и

100-20

10,8 раза. Получается, что во

100-71,4 100-92,6

сколько раз уменьшились коэффициент продуктивности и видимая проницаемость, во столько раз уменьшился упругий запас жидкости воронки депрессии, который выполняется при остановке добывающей скважины. Понятно, что этот выделен-

272

ный прискважинный участок пласта содержит пренебрежимо малый упругий запас жидкости. Но также пренебрежимо малый упругий запас жидкости (0,04 % от общего упругого запаса жидкости всей зоны дренирования скважины) содержит прискважинный участок пласта радиусом 4,75 м, на долю которого в случае однородного пласта приходится 50 % общего фильтрационного сопротивления.

Если подвижные запасы нефти зоны дренирования скважины отбираются за 9,5 лет, то прискважинного участка радиусом 4,75 м отбираются за 300 ч, или 12,5 сут.

Если проницаемость этого участка ухудшена в 10 раз, то на его долю будет приходиться не 50 % общего фильтрацион-

50-10

ного сопротивления, а-----------------------100% =90,9% и упру-

50 • 10 + (100 - 20)

гий запас воронки депрессии скважины уменьшится в

100-50

-------------=5,5 раза.

100-90,9 к

Еще обратим внимание на прискважинный участок пласта радиусом 22,26 м, на долю которого приходится около 1 % площади (объема, геологических запасов нефти) и в случае однородного пласта 70 % общего фильтрационного сопротивления зоны дренирования скважины, а если произошло засорение пласта и снижение его проницаемости, то значительно больше 70 %.

Далее будем рассматривать работу скважин, по которым уже осуществлен гидроразрыв нефтяного пласта и созданы вертикальные трещины шириной /г, направленные лучшим образом вдоль линии рядов скважин.

На рис. 4.16 показан элемент линейной (однорядной) сие-

Рис. 4.16. Элемент однорядной системы заводнения при гидроразрыве пласта по всем добывающим скважинам

273

темы заводнения, где имеет место чередование линейных рядов нагнетательных и добывающих скважин. Гидроразрыв нефтяного пласта осуществлен по всем добывающим скважинам. Но как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах до осуществления гидроразрыва прискважинные участки пласта не были засорены. При этом геометрическое фильтрационное сопротивление равно

^гр

J

[I,

2-
1
2я
. 2а 2а 1 • In-------+ — + 2 • —
2я • гс 2а 2я

1
_ 1
я
, 2а 1, 2о In-------+ 1 + — In —
2я • гс я /гр

•In

2а

Коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления благодаря проведению гидроразрыва нефтяного пласта в добывающих скважинах равен

11

In

2а

•In

2а

Qr
|i, я 2я • гс я 2я • гс

?2гр
11 , 2а 1 , 2а ----------In--------+ 1 + —-In —
[i, я 2я • гс я /гр

При 2о = 400 м и гс денные в табл. 4.13.

0,1 м получаются значения, приве-

Таблица 4.13

Значения v - увеличения продуктавности (уменьшения фильтрационного

сопротавления) за счет гидроразрыва нефтяного пласта

при различных значениях 1^ - длины вертикальной трещины

и различных значениях и. - соотношения подвижностей вытесняющего агента

и нефти в пластовых условиях

|1,
без ГРП

Гр
, м

5
10
20
40

1
5,112
1,149
1,209
1,275
1,349

4
3,570
1,227
1,328
1,447
1,589

9
3,284
1,252
1,367
1,505
1,674

16
3,185
1,262
1,383
1,529
1,711

25
3,138
1,267
1,391
1,541
1,729

Как видно из этой таблицы, проведенный лучшим образом гидроразрыв нефтяного пласта, создавший вертикальную трещину длиной 10-40 м у всех добывающих скважин, увеличивает общую продуктивность системы добывающих и нагнетательных скважин в 1,2—1,7 раза.

На рис. 4.17 показан элемент линейной (однорядной) системы заводнения, аналогичный тому, который был показан на

v

274

рис. 4.16, кроме одного: гидроразрыв пласта осуществлен во всех добывающих и нагнетательных скважинах.

При этом геометрическое фильтрационное сопротивление равно

^гр

J

2л

1 2а 2а In— + — + 2-L 2а

2л

•In

2а

!.ln*i + i + !ln*i.

Щ л

Рис. 4.17. Элемент однорядной системы заводнения при гидроразрыве пласта по всем нагнетательным и добывающим скважинам

Коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления благодаря проведению гидроразрыва пласта в добывающих и нагнетательных скважинах

1

1-ш

[X* Л

2а 2л; • гР

+ 1 + 1-1п2°

2л; • г„

J

In^+l + l-ln*

0,1 м получаются значения, приве-

При 2а = 400 м и гс денные в табл. 4.14.

Как видно из этой таблицы, гидроразрыв нефтяного пласта (при длине вертикальной трещины /гр = 10+40 м), проведенный по всем добывающим и нагнетательным скважинам, увеличивает их общую продуктивность в 1,4-2 раза.

Далее определим эффективность гидроразрыва нефтяного пласта по скважинам, у которых до того по прискважинному участку радиусом R5 = 4,75 м проницаемость была ухудшена в 10 раз, вследствие чего коэффициенты продуктивности и при-

V

275

Таблица 4.14

Значения v - увеличения продуктивности за счет гидроразрыва нефтяного пласта

при различных значениях I ~ Длины вертикальной трещины и [1, — соотношения

подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях

[I,

1

4 9 16 25

без ГРП

5,112 3,570 3,284 3,185 3,138

'гр, М

5
10
20

1,349
1,527
1,758

1,301
1,447
1,629

1,288
1,425
1,595

1,283
1,417
1,582

1,280
1,413
1,576

40

2,073 1,863 1,810 1,791 1,781

емистости скважин были снижены в 5,5 раза. При этом внутренние фильтрационные сопротивления были увеличены в 6,84 раза.

Геометрическое фильтрационное сопротивление до проведения в скважинах гидроразрыва пласта было равно

Qr = 5,5-

1-2-Un 2o

и,

2я

2о 1 | 2а -------+ — + 2 • — • ш-------

2ятг 2а 2я 2я • гг

а после проведения гидроразрыва пласта гнетательных скважинах стало равно

добывающих и на-

^гр

1 0 1 , ---• 1-----1п

[I,

2я

2а 2а 1 . 2а ----------+ — + 2 • — • ш--------------

/г - 2 • i?5 2а 2я /гр - 2 • R$

При этом коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления и увеличения продуктивности скважин стал равен

а

5,5-

11 , 2а --------m

\х^. я

1 , 2а -------+ 1 + — In-------

2я • гг я 2я • гг

2а

ц, я I -2-R$

2а

+ 1+-Ы-

я ^-2-Щ

9,5 м получаются значе-

При 2о = 400 м, гс = 0,1 м и 2Я5 ния, приведенные в табл. 4.15.

Из этой таблицы видно, что, если прискважинный участок нефтяного пласта радиусом R5 = 4,75 м сильно засорен и его проницаемость уменьшена в 10 раз, а продуктивность скважины уменьшена в 5,5 раза, то применение гидроразрыва пласта и создание вертикальной трещины длиной 20-40 м восстанавливает и увеличивает продуктивность скважины в 8— 10 раз.

А если засорена ближайшая прискважинная зона нефтяного

276

Таблица 4.15

Значения v - увеличения продуктивности за счет гидроразрыва нефтяного пласта

при различных значениях L - длины вертикальной трещины и и, - соотношения

подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях

[I,

1 4 9 16 25

без ГРП

28,116 19,635 18,062 17,518 17,259

'гр, М

20
40
80

8,476
10,656
13,356

8,019
9,701
11,614

7,897
9,455
11,191

7,852
9,365
11,038

7,828
9,319
10,960

пласта радиусом R2 = 47 см и диаметром 2R2 = 94 см г 1 м и проницаемость этой прискважинной зоны уменьшена в 10 раз, а продуктивность скважины уменьшена в 2,8 раза, то применение гидроразрыва нефтяного пласта во всех добывающих и нагнетательных скважинах уменьшает общее фильтрационное сопротивление и увеличивает общую продуктивность во столько раз

?2гр

11

In

2а 2я • гг

•In

2а 2я • гг

i-ln

2а 1 , 2а

----------+ 1 +-In--------------

- 2 • R2 ж I - 2 ¦ R2

1 м получаются значения,

При 2а = 400 м, гс = 0,1 м и 2R2 приведенные в табл. 4.16.

Таблица 4.16

Значения v - увеличения продуктивности за счет гпдроразрыва нефтяного пласта при различных значениях I - длины вертикальной трещины кц,- соот- подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых

ношения

условиях

И,

без ГРП

'гр> М

1

4 9 16 25

14,314
3,640

9,996
3,530

9,195
3,498

8,918
3,487

8,786
3,480

10
20
40
80

4,191
4,835
5,768
7,043

3,984
4,518
5,189
6,075

3,926
4,426
5,043
5,844

3,906
4,393
4,989
5,759

3,895
4,374
4,962
5,716

Из этой таблицы видно, что при длине вертикальной трещины 20-40 м продуктивность увеличивается в 4,4-5,8 раза.

При длине вертикальной трещины 20-40 м, во-первых, восстанавливается природная продуктивность нефтяного пласта (до того уменьшенная в 2,8-5,5 раза), во-вторых, продуктивность дополнительно увеличивается в 1,5-2 раза.

В последнем примере прискважинный участок нефтяного

я

V

ж

5

277

пласта, где происходит засорение и значительное снижение проницаемости, имеет радиус R2 — 47 см. В таких случаях вместо гидроразрыва пласта вполне возможно применить интенсивную глубокую перфорацию с перфорационными каналами глубиной 50-100 см и радиусом гс. = 0,5 см, при числе перфорационных каналов на 1 м эффективной толщины нефтяных пластов, равном 10 или 20.

На рис. 4.18 схематично показана часть скважины с глубокой перфорацией. При этом геометрическое фильтрационное сопротивление равно

И1*

/ - 8 2я 2я • rr

1 i 2a

+ — -In----

2я 1-е

2a

+ — +

2a

+ 2-

l-г 2я

1 In h

1 i 2a ---- + — -In----

2я • rr 2я 1-е

где 8 = R2 ~ тс]

/-8 Jt

___ilnJal

2JPZ Jt /-8

+ 1 +

[ К 1 i ^, 1 2a I—^- —-In-----^ + _-ln-----

l-г л 2я-гс* я /-8

Рис. 4.18. Схема части скважины с глубокой перфорацией

о =

k-h

И- 1 V /г* 1, А* 1 т 2а ^ 2а J h, 1 т /г, 1 т 2а V

—2 —— + —In---------+ —In------ + — + 2 —-------In------— + —In------

ji* 1/-8 2я 2к-гс# 2jt 1-е) 2a yl-c 2jt 2n-rc# 2jt /-eJ

где 8 — R2 + vc.

А коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления или увеличения продуктивности системы добывающих и

278

+

нагнетательных скважин с интенсивной глубокой перфорацией равен

[I,

11, 2а 1 2а --------In-------+ 1 +—ln

И* ^ ^'^с

я 2я • гг

А. 1 , 2а 1 —-------In--------l + 1-i

1-Е Я 2я • Гг

1 , 2а 1 —ш44444

I - е я 2я • г„ я / - е

А, 1 , 2а -ш

При 2а = 400 м, гс = 0,1 м, R2 = 0,5 м, е = R2

ю

= 0,1 м, гс,= 0,005 м

5,754

+ 2,8+5,754

Гс

0,4 м,

Ч
|i,

?2ГП
1 / О'1 'г 400 -----------------0,3686 +-In44444
|i, u-0,4 я /-0,4
+ 1+
0,1 1 400 "
----------0,3686 + — ш44444
1-0,4 я 1-0,4

получаются значения, приведенные в табл. 4.17.

Таблица 4.17

Значения v - увеличения продуктивности за счет интенсивной глубокой

перфорации нефтяных пластов при различных значениях I - глубины

перфорации иц,- соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти

[1,

ч

без глубокой перфорации

0,5

0,6

1
14,314
2,040

4
9,996
2,100

9
9,195
2,117

16
8,918
2,125

25
8,786
2,128

/, м

0,7

1,0

1,5

2,306
2,458
2,720
2,969

2,349
2,489
2,728
2,951

2,362
2,498
2,730
2,945

2,368
2,502
2,732
2,943

2,370
2,503
2,732
2,942

Из этой таблицы видно, что интенсивная глубокая перфорация с глубиной перфорационных каналов 50-70 см позволяет на 70-90 % восстановить первоначальную продуктивность нефтяных пластов; при глубине перфорационных каналов 1-1,5 м позволяет на 97 % восстановить первоначальную продуктивность пластов и даже превысить ее на 5-6 %.

Пока здесь были рассмотрены лучшие по своей форме вертикальные трещины, расположенные вдоль добывающих и нагнетательных рядов, которые дают только положительные эффекты: увеличивают продуктивность скважин и даже уменьшают неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой и по этой причине в какой-то мере увеличивают нефтеотдачу пластов. Такую трещину можно себе представить в виде ко-

1

h

279

роткой галерейной выработки или галереи. Поэтому становится понятным простой принцип построения формул дебитов скважин после применения гидроразрыва пласта и относительного увеличения их продуктивности. Но эти формулы оказываются достаточно универсальными, они вполне применимы при создании вертикальных трещин не параллельных, а перпендикулярных линий рядов, если длина вертикальных трещин меньше 10-20 % расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами. Проблема возникает не в определении дебитов, а в определении неравномерности вытеснения нефти. При создании перпендикулярных вертикальных трещин уже не уменьшается, а, наоборот, увеличивается неравномерность вытеснения нефти. Приведем числовой пример: пусть расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами равно 2а = 400 м, а длина каждой вертикальной трещины равна /гр = 80 м. При этом соотношение длин самой длинной и самой короткой линий тока, идущих от нагнетательной скважины к добывающей, будет: до проведения гидроразрыва

2а

после проведения гидроразрыва пласта:

при создании продольных вертикальных трещин

М= 2а+2а-1 =2-—; 2а 2а

при создании поперечных вертикальных трещин

2а + 2а 2

М =

2а-I I 1-------

2а

Соответственно геометрическая неравномерность вытеснения нефти, характеризуемая квадратом коэффициента вариации, будет

Т72 2 (М-1)2. г 3 М

до проведения гидроразрыва пласта

т/2 = 2.(2-1= 33; 3 2

280

после проведения гидроразрыва при создании продольных вертикальных трещин

т/2_2.(2-0,2-1)2_0237. г 3 2-0,2 ' '

после проведения гидроразрыва при создании поперечных вертикальных трещин

V2

I 2 ) 2^1-0,2" 1 3 2

1-0-2

2

0,600.

При действительной послойной неоднородности нефтяного пласта по проницаемости, характеризуемой квадратом коэффициента вариации V2 = 0,333, результирующая неравномерность вытеснения нефти

V2 = (1 + V2)-(1 + V2)-1.

При этом коэффициент использования подвижных запасов нефти определяется таким образом:

К, = К+(К-К)-А;

/С

3 зн зк зн

1 1

/С

А

12 + 4,2-VA А2

^ЗК

0,95 + 0,25-У 0,95

2

(1-А2)-\х0 + А2 (1-0,95)-3 + 0,95

0,864.

Схема заводнения

Линейное заводнение без применения гидроразрыва

Линейное заводнение с применением гидроразрыва. Продольные вертикальные трещины Линейное заводнение с применением гидроразрыва. Поперечные вертикальные трещины

Таблица 4.18

V2 V2

0,333 0,333 0,333 0,237

0,333 0,600

V2

0,777 0,649

1,133

К„

К„

0,224 0,874 0,255 0,899

0,168 0,810

А

К,

0,864 0,744 0,864 0,770

0,864 0,682

281

Из табл. 4.18 видно, что применение гидроразрыва с продольными вертикальными трещинами увеличивает величину К3 - коэффициента использования подвижных запасов нефти и соответственно величину /<ГН0 - коэффициента нефтеотдачи

0,770 пластов в----= 1,035 раза, а поперечные вертикальные тре-

0,744 г > t- t- t-

щины по сравнению с продольными вертикальными трещинами, наоборот, уменьшают коэффициент использования подвижных запасов нефти и коэффициент нефтеотдачи пластов

0,770 в-----= 1,129 раза.

0,682 г

Поскольку возможно определять эффективность как продольных, так и поперечных вертикальных трещин, то, значит, можно определять эффективность всех других вертикальных трещин и промежуточных между продольными и поперечными.

Несравненно сложнее определять эффективность горизонтальных трещин, если нефтяные пласты не являются монолитными - если они разделены непроницаемыми прослоями на отдельные обособленные нефтяные слои и горизонтальные трещины пойдут не по всем, а по отдельным нефтяным слоям. При этом будет значительно меньше увеличение продуктивности нефтяных пластов и значительно больше увеличение неравномерности вытеснения нефти. Поэтому встает резонный вопрос: а надо ли проводить такой гидроразрыв пласта, который создает горизонтальную трещину?

Расчеты показывают, что эффективность гидравлического разрыва зонально однородного нефтяного пласта не столь велика - продуктивность скважин повышается всего в 1,3-2 раза; что главный эффект (увеличение продуктивности скважины в 3-5 и более раз) связан с разрывом небольшой прискважин-ной сильно засоренной зоны нефтяного пласта, где проницаемость снижена в 10 и более раз.

Но для преодоления таких прискважинных низкопроницаемых зон нефтяного пласта можно применять не только гидравлический разрыв пласта, но и другие средства, например интенсивную глубокую перфорацию с глубиной перфорационных каналов 50-100 см и более. Тем более, что гидравлический разрыв пласта по длине и ориентации трещин в значительной мере имеет случайный характер, связанный с риском аварийности и потери некоторого числа скважин. Тогда как глубокая перфорация является контролируемой и управляемой и не связана с таким заметным риском аварийности и потери скважин.

282

В заключение отметим интересные фактические данные и результаты расчетов по многим нефтяным месторождениям Западной Сибири (Ватинское, Ермаковское, Кетовское, Мегион-ское, Новопокуровское, Покамасовское и Южно-Аганское), опубликованные P.M. Курамшиным [4]:

/ - Кратность увеличения дебита нефти добывающих скважин после проведения ГРП в среднем равна 6.

По нашему мнению, такая высокая эффективность ГРП связана с преодолением прискважинной низкопроницаемой засоренной зоны пластов, которая по одним скважинам была засорена и не освоена в процессе бурения, по другим скважинам была засорена в процессе эксплуатации. По нашей оценке, радиус зоны засорения около 0,5 м.

2 - Темп снижения продуктивности скважин во времени до проведения ГРП и после проведения ГРП примерно одинаковый.

В среднем закономерность снижения продуктивности представляется следующей формулой - уравнением прямой линии:

у = Ъ-(1 -а-О = 0,8-(1 -0,25-0,

где t - в годах.

Те же самые данные в нашей интерпретации дают следующую среднюю закономерность снижения дебита нефти:

Я = -a-t = -о,з* q

где t - тоже в годах.

В качестве иллюстрации этой формулы приведем следующие данные:

t, годы......................... 1 2 3 4 5 6

^-, доли..................... 0,741 0,549 0,407 0,301 0,223 0,165

Я

% единицы................ 1,35 1,82 2,46 3,32 4,48 6,05

Я

По этим данным видно, что через 6 лет эксплуатации продуктивность скважин снизится в среднем в 6 раз и достигнет того уровня, который был до проведения ГРП.

Однако такая технология бурения и эксплуатации скважин с массовым применением ГРП и 6-летним периодом падения их продуктивности может привести к существенным и значитель-

283

ным потерям запасов нефти. Поэтому необходимо совершенствовать технологию бурения и эксплуатации, не допускать столь значительного падения продуктивности скважин.

Здесь пока не была учтена аварийность, наблюдающаяся по скважинам при проведении ГРП, которая тоже приводит к потере скважин и запасов нефти. Поэтому необходимо совершенствование проведения ГРП.

Таким образом, здесь была рассмотрена причина эффективности гидравлического разрыва пласта и дан метод учета этой эффективности при проектировании разработки нефтяных месторождений.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)