Исследование и разработка технологии циклического дренирования подгазовых зон нефтегазовых залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Растрогин Артур Евгеньевич

• Растрогин Артур Евгеньевич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Растрогин Артур Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО ВСКРЫТИЯ

1.1 Классификация нефтегазовых залежей

1.2 Анализ результатов применения горизонтальных скважин при разработке нефтегазовых залежей

Выводы по разделу

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ДРЕНИРОВАНИЯ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЧИСЛЕННЫХ МОДЕЛЕЙ

2.1. Адаптация геолого-физических параметров модели к фактическим свойствам пласта БУ16(1-3)

2.2. Математическое описание свойств нефти, воды и газа для использовании в гидродинамической модели

2.3 Исследований функций, описывающих свойства пластовых флюидов

2.4 Поиск рационального варианта разработки объекта исследований

2.5. Анализ результатов вычислительных экспериментов с целью

аналитической аппроксимации оптимального режима

Выводы по разделу

3 ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЦИКЛИЧЕСКОГО ДРЕНИРОВАНИЯ НА ХАНЧЕЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1. Исследование особенностей геологического строения и текущего состояния разработки объекта БТ

3.2. Результаты расчета варианта разработки объекта БТ11 с применением разработанной технологии

3.2.1 Результаты расчета варианта разработки пласта БТ11 с применением разработанной технологии

3.2.2 Результаты расчета варианта разработки объекта БТ11 с применением единичного элемента разработки

3.2.3 Результаты расчета системы разработки пласта БТ11

3.3 Сравнение принятого и рекомендуемого варианта разработки объекта

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы.

Нефтегазовые залежи представляют собой единую газогидродинамическую систему и, при несогласованной добыче нефти и газа, происходит разубоживания запасов, не вовлеченных в разработку. В соответствии с принципами рационального недропользования очередность ввода в разработку нефтяной или газовой части зависит от соотношения их геологических запасов.

В подгазовых зонах нефтегазовых месторождений Западной Сибири сосредоточено более 4 млрд.т геологических запасов нефти, отнесенных к категории С1, и более 1 млрд.т отнесённых к категории С2 при этом на начало 2014 года добыто порядка 800 млн.т. Добыча связана как осложнениями в работе скважин, так и отсутствием методического подхода к проектированию системы их разработки.

Работами Закирова С.Н., Медведева Н.Я., Шандрыгина А.Н. обоснована возможность одновременной разработки газовой шапки и нефтяной оторочки. Теоретические основы эффективной разработки нефтегазовых залежей с применением горизонтальных скважин изложены в работах многих отечественных и зарубежных специалистов по подземной гидрогазодинамике. Однако, как утверждают сами авторы их решения всегда приближенные, т.к. при решений уравнений используется ряд граничных условий. В этой связи аналитические методы используются лишь для предварительной оценки и задания определенных условий для дальнейших численных экспериментов.

Степень разработанности темы исследования

Теоретические основы многофазного потока в пористой среде раскрыты в трудах Шелкачева В.Н., Баренбалатта Г.И., Боксермана А.А. Горбунова А.Т., М. Маскета, Чарного И.А. Butler R.M., Giger F.M., Raghavan R., Joshi S.D., И. Бакли, М. Леверетта, Л.С. Лейбензона, Г.И. Баренблатта, А.Х. Мирзаджанзаде, А.П. Телкова. В результате исследований получены базовые принципы изучения и моделирования притока различной геометрии к скважинам.

Вопросам особенностей притока многофазных систем к горизонтальным

скважинам занимались Алиев З.С., Бакшев Р.В., Борисов Ю.В. Саттаров М.М.,

Басниева К.С. В этих работах рассмотрены задачи предупреждения

конусообразования, влияния фазовых проницаемостей на характер притока

4

флюидов к скважине и особенности гидродинамических исследований. В работах приведено гидродинамическое обоснование единичных элементов системы разработки многофазных залежей горизонтальными скважинами, показаны примеры реализации гидродинамического воздействия, направленного на максимальное извлечение нефти.

Однако, не смотря на значительный объем теоретических исследований и применения горизонтальных скважин при разработке нефтегазовых залежей, не охваченной осталась область исследований, связанная с гидродинамическим обоснованием циклического воздействия на подгазовые зоны нефтегазовых залежей.

Численное моделирование позволяет изучить факторы совместного протекания процессов многофазной фильтрации при изменении физических свойств фаз, деформации порового пространства, сепарации и растворении фаз в условиях неоднородности распределения геолого-физических факторов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка технологии циклического дренирования подгазовых зон нефтегазовых залежей»

Цель работы

Повышение эффективности разработки подгазовых зон нефтегазовых месторождений путем исследования процесса выработки их запасов и технологий циклического дренирования с применением горизонтальных скважин

Основные задачи исследования

1. Анализ и систематизация результатов проектирования и эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием дренирующих нефтегазовые залежи месторождений России.

2. Численное моделирование процессов притока нефти при различном азимутальном положении горизонтальных стволов относительно структуры нефтегазовой залежи.

3. Исследование процесса распространения полей депрессии в результате работы нескольких горизонтальных стволов в коллекторе.

4. Разработка технологии выработки запасов подгазовых зон нефтегазовых залежей циклическим дренированием системой горизонтальных стволов.

5. Разработка аналитической зависимости накопленной добычи нефти от технологических параметров эксплуатации системы горизонтальных стволов.

6. Внедрение результатов исследования при проектировании разработки пласта БТ11 Ханческого нефтегазоконденсатного месторождения.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются нефтегазовые залежи месторождений, а предметом - скважина с горизонтальным окончанием, дренирующая нефтенасыщенную часть пласта.

Научная новизна выполненной работы

1. Исследованием процесса дренирования подгазовых зон нефтегазовых залежей обоснован эффективный режим работы горизонтальных соседних стволов в противофазе по депрессии.

2. Научно обоснована зависимость накопленной добычи нефти от параметров работы пары циклически работающих горизонтальных стволов, которая позволяет рассчитывать КИН и период рентабельной эксплуатации нефтяных оторочек с применением разработанной технологии выработки запасов.

Теоретическая значимость работы

1. Изложены элементы теории многофазной фильтрации при притоке пластовых флюидов к горизонтальным стволам в нефтегазовой залежи.

2. Изучены факторы, оказывающие влияние на процесс притока нефти к горизонтальным стволам в нефтегазовой залежи с активной подошвенной водой.

3. Проведена модернизация существующих математических моделей притока нефти к системе горизонтальных стволов, обеспечивающая получение новых результатов по теме диссертации - зависимость КИН и периода рентабельности эксплуатации нефтяных оторочек от технологических параметров работы горизонтальных стволов на основе аппроксимации результатов вычислительных экспериментов

Практическая значимость работы

1. Разработан метод оперативного расчета динамики КИН и периода рентабельности эксплуатации нефтяных оторочек на основе аппроксимации результатов вычислительных экспериментов. Погрешность метода находится в пределах 6.7-12 %.

2. Рекомбинация схем вскрытия нефтяной оторочки и режимов эксплуатации скважин на основе вычислительных экспериментов выявила, что наиболее оптимальной схемой является строительство и эксплуатация соседних горизонтальных стволов в плоскости параллельной водонефтяному контакту на расстоянии выше на 44 % от нефтенасыщенной толщины. Расстояние между фильтровыми зонами стволов - 112 м; длина стволов 68% от длины дренируемого участка пласта; величина забойного давления задается гармоническими колебаниями с полупериодом 15 сут,

3. Разработанная технология выработки запасов подгазовых зон нефтяных оторочек с нефтенасыщенной толщиной 8-12 м заключающаяся в циклическом дренировании горизонтальными стволами внедрена в качестве основного проектного решения по разработке пласта БТ12 Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения, что позволит обеспечить превышение утвержденного КИН более чем на 40%.

Методология и методы исследования

Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания - вычислительные эксперименты, промысловые эксперименты; использованы современные средства гидродинамического моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Зависимость КИН и периода рентабельности эксплуатации нефтяных оторочек от технологических параметров работы горизонтальных стволов, полученная на основе аппроксимации результатов вычислительных экспериментов.

2. Эффективность применения при разработки подгазовых зон нефтегазовых залежей циклического дренирования горизонтальными скважинами.

Степень достоверности результатов работы

Достоверность научных положений подтверждена сходимостью теоретических и экспериментальных данных, подтвержденной с помощью методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Выполнен анализ практики разработки нефтегазовых залежей с применением

горизонтальных скважин. Выполнено исследование особенностей притока нефти к системе циклически работающих горизонтальных стволов в нефтегазовой залежи.

Апробация результатов исследований

РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ И ЕЕ ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДОКЛАДЫВАЛИСЬ И ОБСУЖДАЛИСЬ НА ЗАСЕДАНИЯХ: ЦКР РОСНЕДР ПО УВС (МОСКВА, 2014 - 2015 ГГ.), ГКЗ

РФ (МОСКВА, 2014-2015 ГГ.), УЧЕНОГО СОВЕТА ФГУП «ЗАПСИБНИИГГ» (ТЮМЕНЬ, 2014-2015 ГГ), СЕМИНАРАХ КАФЕДРЫ «РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ» ТЮМГНГУ (ТЮМЕНЬ, 2014-2015 ГГ.).

1 АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО ВСКРЫТИЯ

Развитие техники и технологии строительства и эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием позволяет их широко использовать при решении актуальных задач разработки сложнопостроенных и одновременно мультифазных месторождений углеводородного сырья. Однако в этом случае, в связи с высокой капиталоемкостью применения горизонтальных скважин, возникает необходимость достоверного обоснования применения ГС (конструкция, способ заканчивания, азимутальная трассировка и т.д.). Существующие методы аналитического и численного моделирования позволяют решать подобные задачи с разной степенью достоверности.

1.1 Классификация нефтегазовых залежей

Накопленный опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, геологические условия залегания углеводородов показывают не только уникальность вводимого в эксплуатацию нового углеводородного месторождения, но и вместе с этим общие признаки. Общность признаков позволяет систематизировать углеводородные месторождения в виде классов, групп с целью выявления геологических условий и закономерностей разработки для обоснования рационального способа эксплуатации месторождения.

Согласно [1] В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и горючих газов подразделяются на:

1) нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

2) газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

3) нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

4) газовые, содержащие только газ;

5) газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

6) нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

Топливо условное (т.у.) - единица учёта органического топлива,

применяемая для сопоставления эффективности различных видов топлива и суммарного учёта их. В качестве единицы т.у. принимается 1 кг топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (29,3 Мдж/кг). При этом 1 т. нефти соответствует 1,43 т. условного топлива, 1 тыс.м газа составляет 1,154 т условного топлива [1]. Таким образом, залежь будет считаться нефтегазовой если она содержит, например 10 млн. м газа и 8 млн. т нефти.

Классифицировать углеводородные месторождения можно по различным признакам. Например, по емкостным характеристикам; по геометрической форме нефтяной оторочки газоконденсатного месторождения; по степени извлекаемых запасов и др. Вопрос классификации углеводородных месторождений рассмотрен М.Б. Панфиловым в работе [2].

Наиболее сложной проблемой разработки является извлечение нефти из нефтяных пластов малой толщины и тонких нефтяных оторочек. Осложняют процесс разработки также и многофазность пластовых углеводородных систем. В геологопромысловой практике широкое распространение получила классификации нефтегазовых залежей В.Н. Самарцева [3] (рисунок 1.4). Она может быть также успешно использована и при изучении газоконденсатнонефтяных залежей. В основу этой классификации положено три критерия [3]:

- условия заполнения ловушки нефтью и газом;

- соотношение газонасыщенного и нефтенасыщенного поровых объемов залежи;

- степень активности водонапорной системы.

Первый критерий обусловливается соотношением высоты этажа газоносности Эг или этажа газонефтеносности Эгн и толщиной Н нефтенасыщенного пласта. По этому критерию различают залежи трех типов, рис. 1, независимо от соотношения запасов нефти и газа и занимаемых ими поровых объемов - геометрические характеристики.

К типу I относятся залежи с этажом газоносности Эг > Н, имеющие в

10

плане четыре контура: внешний и внутренний по газоносности и нефтеносности. К типу II относятся залежи, удовлетворяющие условию Эг < H < Эгн, и имеющие в плане три контура: внутренний контур нефтеносности и внешние контуры газоносности и нефтеносности. Газовая шапка по всей площади подстилается нефтью, а на крыльях структуры подпирается подошвенной водой. К типу III относятся залежи с этажом газонефтеносности Эгн > ^ имеющие в плане два контура - внешний контур нефтеносности и внешний контур газоносности. В пределах залежи газовая шапка всюду подстилается нефтью, а нефтяной слой - подошвенной водой. Классификация позволяет проанализировать геолого-физические условия залегания газоконденсатных залежей и обосновать стратегию рациональной разработки.

По этой классификации газоконденсатные залежи и месторождения различаются по следующим признакам:

- по типу вмещающих коллекторов;

- по характеру ловушки нефти и газа;

- по характеру контакта;

- по фазовому состоянию углеводородов в начальных пластовых условиях;

- по приуроченности залежи к складчатой или платформенной области;

- по наличию нефтяной оторочки;

- по глубине залегания и величине Рпл;

- по степени продуктивности скважин;

- по количеству продуктивных горизонтов;

- по потенциальному содержанию конденсата в пластовом газе;

- по величине промышленных запасов.

Условия заполнения ловушки нефтью, газом, водой

Залежь

нефтяная с газовой шапкой

нефтегазовая

газонефтяная

газовая с нефтяной оторочкой

Активность законтурной области

Тип I (ЭГ>Н)

Тип II

(Эг<Н<Эгн)

я

¡5 £

Ш <В

р ^

О т

£ £

X *

ш 2

^ га

8 ^ га С

Тип III (эгн< Н)

3 о

Э

Рисунок 1.4. - Схема классификации нефтегазовых залежей по В.Н. Самарцеву

1. По типу вмещающих коллекторов газоконденсатные залежи делятся на пластовые, массивные и линзовидные.

2. По характеру ловушки выделяют следующие типы газоконденсатных залежей: структурные, стратиграфические, литологические, смешанные.

3. По характеру контакта газоконденсатные залежи подразделяются на следующие группы:

- полностью контактированные краевой водой;

- частично контактированные краевой водой;

- частично экранированные непроницаемой поверхностью;

- не имеющие контакта, с краевой водой.

4. По фазовому состоянию углеводородов в пласте согласно [4] газовые и конденсатные залежи входят в подкласс залежей газообразных углеводородов класса залежей однофазных углеводородов.

Нефтегазовые и газоконденсатные с наличием в начальных пластовых условиях жидкой фазы, а именно нефтяные с газовой (газоконденсатной) шапкой, собственно нефтегазовые (нефтегазоконденсатные) и газонефтяные (газоконденсатнонефтяные), газовые (газоконденсатные) с нефтяными

оторочками, относятся к классу залежей углеводородов двухфазной системы. По соотношению фаз и фазовому состоянию газа, конденсата и нефти в [5] выделяют следующие основные типы газоконденсатных залежей, рис. 1.5 (на рисунке принято а - ГК без нефтяной оторочки; б - ГК с нефтяной оторочкой, не имеющей промышленного значения; в - ГК с нефтяной оторочкой, имеющей промышленное значение; г - нефтяная залежь с газовой шапкой газоконденсатного типа).

а) б) в) г)

Рисунок 1.4. - Схема газоконденсатных залежей по Дурмишьяну А.Г. Таким образом, название залежей, их классификация и, следовательно, последовательность ввода в разработку различных частей залежей в разных работах оцениваются по разному. Однако, в нашем случае, наибольшие интерес представляют регламентирующие документы.

Как уже отмечалось выше согласно [1] градация залежей различается по объемам условного топлива. Но, например, в [6] предусматривается несколько иной способ классификации рассматриваемых залежей, в этом случае за основу принимается объем залежи, насыщенный тем или иным флюидом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может

содержать углеводородный конденсат.

По

отношению

объема

нефтенасыщенной части залежи Ун = —— к объему всей залежи (двухфазные

Ун+Уг

залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ^н > 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < Ун <= 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < Ун <= 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (Ун <= 0,25).

Однако, если рассматривать действующие правила разработки [7], то в них классификация месторождений должна проходить как и в [6] по объемам насыщенных частей залежи.

Наибольший интерес представляет новая классификация запасов [8] ввод в действие которой предусматривается с 2016 г. В ней в зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на:

- нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

- газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи;

- нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи;

- газовые (Г), содержащие только газ;

- газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;

- нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.

Таким образом, все виды классификации запасов предусматривают

определение типа залежи в зависимости от отношения нефти и газа и сопутствующих компонентов по двум видам - по отношению насыщенных ими объемов залежи или по отношению объемов условного топлива. В дальнейшем в рамках этой работы будем определять тип залежи согласно [8]. Для примера используем затронутую ранее условную залежь, содержащую 10 млн.м газа и 8 млн.т нефти. Согласно действующей классификации запасов она считается нефтегазовой, но если взять как действующие правила разработки, так и новую классификацию запасов залежь будет считаться газонефтяной. Это определение весьма важно, поскольку система разработки и последовательность ввода частей залежи в разработку определяется исходя из «названия» залежи, т.е. отношения объемов флюидов.

Имеющийся опыт разработки рассматриваемых в работе залежей, а также требования действующего законодательства [9] определяют интерес специалистов к поиску оптимальных рентабельных технологий их разработки.

Впервые проблемы разработки подгазовых зон были подробно раскрыты в трудах Николаевского М.Н. [10]. В работе была представлены основные теоретические подходы к оценке промышленной значимости подобных объектов. Известны работы Афанасьева A.B. [11-12] посвященные проблемам разработки подгазовых зон.

Особую роль в развитии технологий эффективной разработки подгазовых зон сыграли теоретические работы отечественных специалистов в которых было дано гидродинамическое обоснование применения различных технологий. Теория движения многофазных систем в пористых средах рассмотрены в работах Розенберга М.Д [13], Гуревича Г.Р. [14], Желтова Ю.В. [15], Абасова М.Т. [16], Мирзаджанзаде А.Х. [17]. Однако в этих работах слабо отражены вопросы применения горизонтальных скважин при разработке подобных залежей в связи с малым накопленным опытом их применения на тот момент (монография Григоряна А.М. [18]).

Значительный вклад в развитие теоретических основ многофазного притока к горизонтальным стволам внесла научная школа А.П. Телкова [19]. В соответствии с ее принципами развитие теории фильтрации к горизонтальным стволам рассматривалась с различных позиций, т.е. в каждом отдельном случае была представлена полная проработка вопроса для заданных граничных условий. Например в работе [20] представлено гидродинамическое обоснование применения горизонтальных стволов при разработке нефтегазовых залежей. Приведены расчетные алгоритмы определения оптимального местоположения ствола относительно контактов и обоснования режимов их работы с позиции максимального безводного и безгазового дебитов. Другими исследованиями рассмотрены особенности многофазной фильтрации по трехзонной схеме на основе теории потенциала [21] и приведено гидродинамическое обоснование применения технологий одновременного отбора фаз для сохранения устойчивости фазовых контактов [22]. Рассмотрено применения непроницаемых на границе раздела фаз, приведены алгоритмы расчета их геометрических параметров и режимов работы скважин в этих условиях.

Дальнейшие исследования специалистов Тюменского государственного нефтегазового университета были направлены на поиск оптимальной конструкции и пространственного положения скважин с применения как аналитических, так и численных методов моделирования притока. В работе [23] была предложена и внедрена траектория горизонтального ствола в

продуктивном пласте с изменением азимутального угла на 2700. Такая схема вскрытия обеспечивает формирование равномерного поля выработки запасов нефтяных залежей. В работе [24] рассмотрено влияние конструкции скважины на выработку запасов нефтяной оторочки. Сделано научное обоснование применения многоствольных скважин для выработки запасов подгазовых зон.

В диссертационных работах Мукминова И.Р. [25] и Закирова И.С. [26] рассмотрены теоретические аспекты процесса.

Значительный объем исследований в области разработки технологий выработки запасов нефтегазовых залежей представлен в трудах специалистов Института проблем нефти и газа РАН. Закировым С.Н. опубликован [27-29] ряд патентов на перспективные технологии.

Известна технология [30] разработки рассматриваемых залежей при которой отбирают нефть и газ через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины с созданием смешанных систем заводнения. Периодически в нефтедобывающих скважинах проводят замеры газового фактора добываемой продукции и определяют количество газа, поступающего в скважину из газовой шапки. При увеличении количества газа из газовой шапки увеличивают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, поддерживая компенсацию отбора пластовых флюидов с учетом объема отбора газа из газовой шапки для пластовых условий, а при уменьшении количества газа из газовой шапки в добывающих скважинах уменьшают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Барьерное заводнение формируют на участках интенсивного отбора нефти, при этом нагнетательные скважины размещают на границе газовой шапки и нефтяной зоны, формируя барьерное заводнение по периметру внешнего контура газоносности. Ведут параллельную разработку флюидов из нефтяной зоны и газа из газовой шапки, эквивалентных для поддержания соответствия пластового давления за барьерным рядом и до него. Однако в силу ряда причин технология также не была реализована в реальных условиях.

Значительный вклад в разработку технологий внес Шандрыгин А.Н. [3132] в работах которого оценено влияние особенностей геологического строения нефтегазовых залежей на эффективность применения различных технологий их разработки.

Основоположником общей гидродинамической теории изотермического притока однородной, несжимаемой жидкости к горизонтальным стволам

(вертикальным трещинам гидравлического разрыва пласта) ограниченной длины, дренирующим изотропный горизонтальный пласт постоянной толщины является работа В.П. Пилатовского [33]. Однако особенности использованного математического аппарата сделали её применимой для решения лишь ограниченного круга простых задач.

Дальнейшее развитие теория притока жидкости к горизонтальным стволам, расположенным в центре однородных пластов с эллиптическим, круговым и полосообразным контурами питания, получила в работах Григулецкого В.Г. [34], Никитина Б.А. [35], Телкова А.П. [36], Лысенко В.Д. [37], Renard G.I. и Dupuy J.M [38], Goode P.A. и Kuchuk F.J [39] и др.). В этих работах предложены различные уравнения фильтрации жидкости к ГС на основе различных теорий притока.

Следует отметить, что для горизонтальных скважин фильтрация осуществляется как вертикальном, так и в горизонтальном направлениях. Однако в вертикальном направлении на поток оказывают влияние непроницаемые границы пласта. Вертикальный поток осложняется более низкой проницаемостью. Различие вертикальной и горизонтальной проницаемостей коллектора выражается коэффициентом анизотропии коллектора.

Дальнейшее совершенствование теория притока жидкости к ГС получала в работах Меркулова В.П. [40], Табакова В.П. [41], Борисова Ю.П. [42], Joshi S.D. [43], Есоnomides M.J., Ehlig-Economides С.А. [44-45], Giger F.M. [46], Babu D.K., Odeh A.S. [47], Raghavan R., Joshi S.D. [48], Butler R.M. [49], Stanislav J.E, Easwaran C.V., Kokal S.L. [50], Фазлыева Р.Т. [51], Мукминова И.Р. [52], Бердина Т.Г. [53], Алиева З.С. [54], Ибрагимова А.И. [55], Черных В.А., Черных В.В. [56].

Во всех перечисленных работа использован одинаковых подход. Рассматривается стационарный приток несжимаемой жидкости к горизонтальной скважине (длиной L) в однородном, изотропном пласте (с проницаемостью - к, продуктивной толщиной - h) при этом кровля и подошва пласта считаются непроницаемыми.

Решения основаны на упрощении - предполагается, что скважина

расположена на оси пласта, течение жидкости подчиняется закону Дарси.

Считается, что скважина работает с постоянным забойным давлением (Pc),

17

давление на границе контура питания (Р) также остается постоянным. Определение дебита или коэффициента продуктивности ГС основано на решении уравнения Лапласа [57] относительно давления с соответствующими граничными условиями, которое не имеет строго аналитического решения. В этой связи для получения простой расчетной формулы для дебита обычно используется приближенный прием. Исходная пространственная задача сводится к решению двух плоских задач: притоку жидкости в вертикальной плоскости к точечному стоку в полосе шириной к (рисунок 1.1 - а) и течению жидкости в горизонтальной плоскости к линейному стоку, представляющему собой очень тонкую пластину (рисунок 1.17 - б). Суммарная производительность ГС рассчитывается как суперпозиция соответствующих решений этих двух плоских задач.

б)

Рисунок 1.1 - Линии равного потенциала для основных плоских типов пока к ГС: а - в вертикальной плоскости к точечному стоку в полосе с непроницаемыми кровлей и подошвой для кХу=кг; б - в горизонтальной плоскости к линейному стоку (выкопировка из источника) Полученные аналитические решения построены на предположении об одинаковой плотности расхода (расхода на единицу длины горизонтального ствола), что резко ограничивает область их применения для расчета дебитов скважин в реальных условиях. Известны работы, в которых предполагается два

временных периода при дренировании пласта - начальный период с круговым радиальным притоком к поверхности ствола в вертикальной плоскости и поздний период с горизонтальным и псевдорадиальным или линейным притоком. Однако, первый период является малым по сравнению с общим сроком эксплуатации скважины. При этом, допущение о радиальном (псевдорадиальном) притоке к линейному стоку во втором периоде может трактоваться как адекватный процесс притока к неограниченному по протяженности горизонтальному стволу. Но если скважина дренирует ограниченный пласт, то эквипотенциали не могут быть правильными по форме окружностями или эллипсами. В этом случае поле линий тока и поле эквипотенциалей становятся более сложными [58]. В работах А.П. Телкова и его учеников исследовано выражение для определения дебита горизонтальной скважины с эллиптическим потоком

=

1п 2 Кк

I

где Як = - (а + Ь).

к 2

В результате приток жидкости к линейному стоку упрощенно можно рассчитать по формуле Дюпюи для совершенной вертикальной скважины с радиусом, равным 1/4 длины горизонтального ствола - уравнение (1.16). При больших значениях Як эллипс стремится к окружности, и погрешность расчетов будет невелика.

Используя известные аналитические решения притока пластовых флюидов к горизонтальным скважинам можно исследовать процессы дренирования нефтегазовых залежей. При этом считается, что залежь состоит из газовой шапки и нефтяной оторочки, подстилаемой активной подошвенной водой. Коллектор считается однородно-анизотропным. Решение задачи гидродинамического обоснования эффективности применения горизонтальных скважин при разработке нефтегазовых залежей сводится к определению параметров продвижения границ разделов фаз.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Растрогин Артур Евгеньевич, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Постановление Госкомстата от 23 июня 1999 г. №46 «Об утверждении «методологических положений по расчету топливно-энергетического баланса Российской Федерации в соответствии с международной практикой

2. Единая концепция разработки сложнопостроенных нефтегазовых месторождений. — М.: ИРЦ «Газпром». — 1973 — 74 с., с приложением

3. Самарцев В. Н. К вопросу классификации залежей, содержащих нефть и свободный газ. / Тр. ВНИИ, вып. 33. М.: Недра, 1968, с. 10 - 14.

4. Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Опыт разработки нефтегазовых залежей. — М.: Недра, 1980 — 225 с.

5. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. — М.: Недра,

355 с

6. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, М, 1987 г.

7. ГОСТ Р 53713-2009 Месторождения нефтяные и газовые. Правила разработки

8. Приказ Минприроды России от 01.11.2013 N 477 "Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов"(Зарегистрировано в Минюсте России 31.12.2013 N 30943)

9. Закон РФ "О недрах" от 21.02.1992 № 2395-1 (в ред. от 31.12.2014

г.)

10. Николаевский Н.М., Розенберг М.Д., Шейн П.Н. Принципы промышленной оценки и разработки нефтяной оторочки газового месторождения. М.ГОСИНТИ, 1960, 139 с.

11. Афанасьева A.B. Некоторые вопросы разработки нефтегазовых залежей. Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. Труды ВНИИ, выпуск XL, М. 1963, с. 192-219.

12. Афанасьева A.B., Боксерман A.A., Розенберг М.Д. Влияние очередности разработки запасов нефти и газа на эффективность разработки

нефтегазовых залежей. Добыча нефти (теория и практика). М. Недра, 1964, с. 219-239.

13. Розенберг М.Д., Кундин С.А.Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М., «Недра», 1976, с.335.

14. Гуревич Г.Р., Николаевский В.Н., Лапук Б.Б. Использование теории фильтрации многокомпонентных смесей для расчетов добычи газоконденсата. в кн.: «Добыча нефти», М., «Недра», 1968, с. 186-201.

15. Желтов Ю.В., Матросов В.Н., Мустафинов А.Н. Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Труды ИГиРГИ. «Недра», Москва, 1969.

16. Абасов М.Т., ОруджалиевФ.Г. Газогидродинамические методы расчетов разработки нефтегазоконденсатных месторождений. В сб. «Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений». М., «Наука», 1978, с.53-61.

17. Мирзаджанзаде А.Х. Разработка газоконденсатных месторождений. «Недра», М., 1967, с.355.

18. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами // Москва, Недра, 1969 г., 192 с

19. Особенности разработки нефтегазовых месторождений / А.П. Телков, С.И. Грачев, И.Б., С.К. Сохошко // Тюмень: ООО «НИПИКБС-Т», ч. II. - 2001. - 482 с.

20. Матусевич Н.С. Исследование двухзонного моделирования притока жидкости к горизонтальным стволам в пласте с прямолинейным контуром питания // Дисс... канд. техн. наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 152 с.

21. Каширина К.О. Развитие теории потенциала применительно к прикладным задачам интенсификации нефтеотдачи и повышения компонентоотдачи продуктивного пласта // Дисс. канд. техн. наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. - 214 с.

22. Забоева М.И. Регулирование потоков жидкостей и газа в процессе разработки углеводородных залежей с подошвенной водой // Дисс. канд. техн. наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - 133 с.

23. Колесник Е.В. Разработка технологий, повышающих эффективность разработки нефтяных месторождений горизонтально -направленными скважинами // Дисс... канд. техн. наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 144 с.

24. Нестеренко А.Н. Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей // Дисс. канд. техн. наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 173 с.

25. Мукминов И.Р. Моделирование разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами залежей // Дисс. канд. техн. наук. - Уфа, 2004. - 231 с.

26. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами // // Дисс. канд. техн. наук. -Москва, 1996. - 137 с.

27. Способ разработки нефтегазовой залежи. Патент РФ № 2081306, приоритет от 27.06.1995 / Закиров С.Н., Коноплева И.И.

28. Способ разработки нефтегазовых залежей. Патент РФ № 2107810, приоритет от1904.1996 / Закиров С.Н., Закиров И.С.

29. Способ разработки нефтегазовых месторождений. Патент РФ № 2158820 / Закиров С.Н., Крылов В.А., Закиров Э.С., Будников В.Ф., Петин В.Ф., Басарыгин Ю.М., Аристов В. А.

30. Филимонов Л.И., Мангазеев В.П., Сизиков И.А., Городников М.А., Растрогин А.Е. // Пат. Яи 2123583, С1, МПК 6: Е21В43/17, заяв.: 98111624/03, 26.06.1998, опубл. 20.12

31. Шандрыгин А.Н. Повышение эффективности разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазовызх залежей с трещиновато-пористыми коллекторами // Автореферат дисс.. д-ра техн. наук, Москва, 1993- 48 с.

32. Шандрыгин А.Н. Белова Н.В., Борисова Е.В., Комин М.А., Хамидуллин Р.Р., Прощенков Г.З. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами // Нефтяное хозяйство. - 2003. - с. 76-80

33. Пилатовский В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта // М: Недра, 1966 г. - 320 с.

34. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 10. - С.10-12.

35. Никитин Б.А. Бурение скважин с горизонтально направленным стволом как один из методов повышения эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами // Нефтяное хозяйство. - 1990. - №11. - С.17-23.

36. Телков А. А. Гидромеханика пласта применительно к нефтегазопромысловым задачам разработки месторождений наклонно-направленными и горизонтальными стволами / А.П. Телков, С.И. Грачев // СПб: Наука, 2011. - 160 с.

37. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений // М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. - 607 с.

38. Renard, G.I., Dupuy, J.M., 1990. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells. SPE Paper 19414

39. FJ Kuchuk, PA Goode, DJ Wilkinson Pressure-transient behavior of horizontal wells with and without gas cap or aquifer // SPE Formation Evaluation 6 (1), 86-94

40. Меркулов В.П. «Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности».// Изв. вузов: Нефть и газ, 1958, №3, с.24 - 29.

41. Сургучев М.Л., Табаков В.П., Киверенко В.М. Перспективы применения горизонтальных и многозабойных скважин для разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство, 1991. №9. - с.37-39.

42. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.- 154 с.

43. S. D. Joshi Horizontal Well Technology // PennWell Books, 1991. - 535

p.

44. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation .-Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. - 1989.- 430 pp.

45. Ehlig-Economides C.A., Economides M.G. Pressure transient analysis in an elongated linear flow system // Soc. Petrol. Eng. Journal. - 1985.- V. 25.- N 6.-P. 839-8

46. F. M. Giger, "Horizontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs," in Proceedings of the Middle East Oil Technical Conference and Exhibition, Bahrain, 1985.

47. Babu, D.K. and Odeh, A.S. 1989. Productivity of a Horizontal Well. SPE Res Eng 4 (4): 417-421. SPE-18298-PA.

48. Raghavan, R., and Joshi, S.D., "Productivity of Multiple Drainholes or Fractured Horizontal Wells", SPE Formation Evaluation, March 1993.

49. Butler, R.M., 1989, The Potential for Horizontal Wells for Petroleum Production, J. Can. Pet.Tech., May- June, 39.

50. Stanislav J.F. Elliptical flow in composite reservoir / Stanislav J.F., Easwaran C.V., Kokal S.L. //JCPT. 1992. - Vol. 31. - № 10. - P. 47-50.

51. Рамазанов Р.Г., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Моделирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин. /Сб. науч. трудов «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана». Бугульма, 1996. - С. 81-89.

52. Мукминов И.Р. Моделирование разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа, 2004. -24 с.

53. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. - 196 с.

54. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений // Печора: Печорское время, 2002. - 895 с.

55. Ибрагимов А.И., Некрасов A.A. Математическое моделирование процессов разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке. Газовая промышленность, июнь, 1997г., с.89-94.

56. Черных В. А. Математические модели горизонтальных и наклонных

газовых скважин / В. А. Черных, В. В. Черных //- М.: Нефть и газ, 2008. - 459 с.

147

57. Эйлер Л. Общие законы движения жидкостей // Известия Российской академии наук. Механика жидкости и газа, 1999, № 6

58. Телков А.П, Грачев С.И. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи // М: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз. - 2008. - 518с.

59. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер.с англ.). Гостоптехиздат, - 1949. - 626 с.

60. Чарный И. А. Подземная гидромеханика. ГТТИ, 1948.

61. Чарный И.А. Подземная гидрогазодимнамика. М.; ГНТИН и ГП. -1963.-396 с.

62. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.; «Недра». - 1965. - 164 с.

63. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа. Уфимский нефтяной институт. - 1974. - 224 с.

64. Telkov A.P. Subsurface Hydraulic Engineering. University Press, - Ran-gyyn, Birma. Vol. I, 1967. - p. 190$ Vol. 11, 1967. - p. 376.

65. Телков А.П., Грачев СИ. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть 2). Тюмень, ООО НИПИКБС-Т. - 2001. -482 с.

66. Suprunovich P., Battler R.M. Vertical confined water drive to horizontal well. Part 1; Water and oil of egual densities // J. of Canadian Petrol. Jechnol. -1992,1. - Vol. 31, № 1. -P. 32-38.

67. Растрогин А.Е. К вопросу обоснования предельных дебитов горизонтальных скважин в нефтегазовых залежах / А.Е. Растрогин, О.В. Фоминых, С.Н. Саранчин // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 6. - С. 15-19.

68. Телков А.П. Особенности разработки нефтегазовых месторождений / А.П. Телков, С.И. Грачев, И.Б. Дубков, Т.Л. Краснова, С.К. Сохошко // ООО «НИПИКБС-Т, 2001. - 482 с.

69. Каширина К.О. Развитие теории потенциала применительно к прикладным задачам интенсификации притока и повышения компонентоотдачи продуктивного пласта // Автореферат дисс... канд. техн. наук, Тюмень :ТюмГНГУ, 2008. - 23 с.

70. Телков А.П. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи / А.П. Телков, С.И. Грачев // М.: Изд-во ЦентрЛитНефтегаз. - 2008. - 512 с.

71. Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации «Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» от 1 ноября 2005 г. N 298

72. Дополнение к технологическому проекту разработки Восточно-Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения // ВНИИнефть -Западная Сибирь, Тюмень, 2013 г.

73. Дополнение к технологической схеме разработки Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения // ООО «Газпромнефть-НТЦ», Тюмень, 2011 г.

74. Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

75. Шахнович М. И., Синтетические жидкости для электрических аппаратов, М., 1972

76. Н. А. Прибатурин, Д. П. Стасенко Исследование возможности интенсификации насыщения жидкостей газом путем воздействия ударных волн // Прикладная механика и техническая физика. - 2000. - № 2.

77. Степанов С.В., Глумов Д.Н. Оценка влияния различных подходов к обоснованию начального распределения флюидов и их подвижности на результаты гидродинамического моделирования // Нефтяное хозяйство. - 2013.-С. 112-116.

78. Грачев С.И., Хайруллин А.А., Хайруллин Аз.А Метод Грачева-Хайруллина для аппроксимации относительной фазовой проницаемости // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2013. № 5. С. 152-159

79. Алиев 3.С, Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты // М.: Недра, 1995. —131 с.

80. Регламент по созданию ПДГТМ нефтяных и нефтегазовых месторождений» (РД 153-39.0-047-00)

81. ECLIPSE Blackoil http://www.sis.slb.ru/sis/item102/

82. Tempest MORE, Roxar http://www2.emersonprocess.com/

83. tNavigator // RFD http://rfdyn.ru/technology/

84. Пд на Ханчей

85. ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях»