Повышение эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на основе компьютерного проектирования разработки (на примере нефтяных месторождений Республики Татарстан) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Киямова Диляра Талгатовна

• Киямова Диляра Талгатовна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Киямова Диляра Талгатовна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ (СГО)

1.1. Обзор зарубежной и отечественной литературы по проектированию разработки месторождений углеводородов с применением СГО

1.2. Особенности геологического строения нефтяных месторождений Республики Татарстан, разрабатываемых СГО

1.3. Краткий анализ технологических показателей эксплуатации СГО в ОАО «Татнефть»

Выводы к главе

ГЛАВА 2. ВОПРОСЫ ИНЖЕНЕРНОГО И КОМПЬЮТЕРНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СГО

2.1. Краткий обзор основных инженерных методов для определения дебита нефти СГО

2.1.1. Основные инженерные методики для определения дебита СГО

2.1.2. Оценка чувствительности расчетного дебита нефти от геолого-физических параметров пласта

2.1.3. Оценка результатов сопоставления расчетных дебитов с фактическими дебитами нефти на примере СГО Коробковского участка Бавлинского месторождения

2.1.4. Оценка влияния проницаемости загрязненной зоны пласта и глубины загрязнения прискважинной зоны скважины на расчетный дебит по СГО Ко-робковского участка Бавлинского месторождения

2.2. Технология построения двух- и трехмерных математических моделей двухфазной фильтрации для компьютерного проектирования разработки нефтяных месторождений с использованием СГО

Выводы к главе

ГЛАВА 3. ВОПРОСЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С СГО НА ОСНОВЕ КОМПЬЮТЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

3.1. Оптимизация расположения УГС СГО в пласте при разработке нефтяных месторождений с подошвенной водой на основе моделирования

3.1.1. Поиск оптимального расположения УГС СГО относительно ВНК в пласте с подошвенной водой

3.1.2. Оптимизация расположения УГС добывающей СГО в пласте относительно УГС нагнетательной СГО

3.2. Особенности влияния размеров ячейки расчетной сетки на прогнозные показатели проектирования разработки нефтяных месторождений вертикальными скважинами и скважинами с горизонтальным окончанием на основе математического моделировании

3.3. Обоснование оптимальной длины УГС и места бурения дополнительного УГС СГО при компьютерном проектировании разработки Холмского поднятия турнейского яруса месторождения Максат

Выводы к главе

ГЛАВА 4. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СГО НА ОСНОВЕ КОМПЬЮТЕРНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОРОБКОВСКОГО УЧАСТКА БАВЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1. Зависимость расчетных технологических показателей разработки СГО от размера ячейки расчетного блока модели

4.2. Поиск оптимального варианта разработки повышения эффективности системы заводнения при эксплуатации СГО Коробковского участка Бавлинского месторождения на основе компьютерного моделирования

Выводы к главе

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

В области интенсификации добычи нефти, повышения нефтеотдачи продуктивных пластов пока нет более привлекательной идеи, чем идея широкого применения скважин с горизонтальным окончанием (СГО) для разработки сложнопостроенных нефтяных и нефтегазовых месторождений. Общепризнанными преимуществами этого метода являются возможность сокращения числа скважин в 2-4 раза и снижение объема капитальных вложений, увеличение текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счёт повышения коэффициента охвата, возможность ввода в разработку сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми и неоднородными коллекторами, залежей с высоковязкими нефтями, подстилаемых водой или с газовой шапкой. Важным преимуществом является возможность объединения в куст большого числа скважин, что имеет особое значение для решения экологических проблем.

Рассматриваемые СГО имеют большую поверхность вскрытия пласта, что снижает фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и способствует повышению дебитов скважин и нефтеотдачи. Вследствие увеличения степени охвата дренированием при применении систем СГО в разработку могут быть вовлечены месторождения с высокой геологической неоднородностью, расчлененностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания, с участками трещиноватых зон повышенной проницаемости. При этом дебиты нефти данных скважин в несколько раз выше дебитов нефти вертикальных скважин (ВС).

При большой длине горизонтальной части одна СГО может заменить несколько ВС с дополнительным значительным увеличением продуктивности. Однако при проектировании конструкции СГО особенно необходимо учитывать фактическое геологическое строение нефтяных пластов: наличие общей и эффективной толщин и многослойности, разделение слоев эффективной толщины прослоями неэффективной толщины; точность практической реализации запроектированной траектории СГО и точность предсказания отклонений кровли и подошвы нефтяных и водяных пластов и слоев вдоль условно-горизонтальной части скважин (УГЧС).

На сегодняшний день остаются открытыми многие вопросы, такие как выбор той или иной инженерной формулы для экспресс оценки дебита СГО, оптимизация размещения УГС СГО в пласте, относительно друг друга в элементах разработки, повышение эффективности работы СГО путем изменения линий токов закачки воды, моделирование разработки нефтяных месторождений с использованием СГО.

Основной задачей данной диссертационной работы является решение перечисленных задач при помощи расчетов как по инженерным формулам, так и математического и гидродинамического моделирования пластовых процессов, происходящих при разработке залежей нефти с применением СГО.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на основе компьютерного проектирования разработки (на примере нефтяных месторождений Республики Татарстан)»

Актуальность проблемы.

Современное состояние нефтедобывающей отрасли характеризуется ухудшением качества промышленных запасов нефти из-за перехода большинства крупных месторождений на позднюю стадию разработки с высокой обводненностью скважин и открытия, как в старых, так и в новых нефтяных регионах мелких и низкопродуктивных залежей, эксплуатация которых требует применения более плотных сеток скважин и больших объемов капиталовложений. При разработке таких месторождений с применением традиционных систем с вертикальными и наклонно-направленными скважинами значительная часть запасов нефти остается неизвлечен-ной.

Исходя из этого, очень перспективным и актуальным является создание систем разработки с применением СГО. Основной целью при бурении добывающих СГО является увеличение контакта с пластом и коэффициента продуктивности скважин. В нагнетательных СГО большая площадь контакта с объектом воздействия позволяет повысить приемистость.

Безусловно, проектирование и реализация систем разработки с применением СГО, а также выработка подходов по повышению эффективности эксплуатации таких скважин на месторождениях республики Татарстан в промышленных условиях являются актуальными и абсолютно необходимыми.

Необходимо отметить, что актуальным является и моделирование различных модификаций расположения СГО, как в пласте, так и относительно друг друга, определение оптимального профиля УГС, выбор наиболее эффективного взаимного расположения СГО в зависимости от типа неоднородности пласта и его коллекторских свойств.

Цель работы - совершенствование методов оптимизации и повышения эффективности эксплуатации СГО на основе компьютерного проектирования на примере месторождений республики Татарстан.

Для решения поставленной цели были сформулированы основные задачи:

1. Обоснование применимости инженерных формул для экспресс-оценки дебитов по нефти скважин с горизонтальным окончанием при проектировании разработки нефтяных месторождений Татарстана;

2. Оценка зависимости расчетного дебита скважин с горизонтальным окончанием от геолого-физических параметров кизеловского горизонта Коробковского участка Бавлинского месторождения с использованием инженерных формул;

3. Оценка влияния типа неоднородности пласта и его коллекторских свойств на расположение условно-горизонтального ствола в пласте, а также на расположение скважин друг относительно друга в элементе разработки;

4. Исследование технологической эффективности различных систем при проектировании разработки нефтяных месторождений с скважин с горизонтальным окончанием на основе математического моделирования;

5. Выявление характера влияния размеров ячейки расчетной сетки на прогнозные показатели проектирования разработки нефтяных месторождений вертикальными скважинами и скважинами с горизонтальным окончанием на основе математического моделировании;

6. Обоснование оптимальной длины условно-горизонтального ствола и места бурения дополнительного бокового ответвления в скважине с горизонтальным окончанием при проектировании разработки на примере Холмского поднятия турнейского яруса месторождения Мак-сат;

7. Определение зависимости прогнозных технологических показателей разработки Ко-робковского участка кизеловского горизонта Бавлинского месторождения от размеров расчетных блоков в геолого-технологической модели;

8. Поиск оптимальных вариантов повышения эффективности системы заводнения при эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием Коробковского участка Бавлинского месторождения на основе компьютерного проектирования.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач базируется на аналитических и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическом моделировании фильтрации многофазовой жидкости в неоднородном коллекторе и обобщении их результатов.

Достоверность результатов исследований подтверждается сходимостью фактических и расчетных показателей разработки эксплуатационных объектов месторождений Татарстана. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть».

Научная новизна результатов работы.

1. Определена величина влияния основных геолого-промысловых параметров на значение дебита нефти скважин с горизонтальным окончанием для условий кизеловского горизонта Коробковского участка Бавлинского месторождения.

2. Научно обоснована оценка влияния неоднородности многослойного пласта для условий терригенных отложений на расположение условно-горизонтального ствола в пласте, а также на расположение друг относительно друга скважин с горизонтальным окончанием в элементе разработки.

3. Для условий турнейской залежи Холмского поднятия месторождения Максат разработан комплексный критерий по обоснованию длины условно-горизонтального ствола и места

бурения дополнительного бокового ответвления, при которой достигается наибольшая добыча нефти и наименьшая обводненность.

На защиту выносятся:

1. Оценка влияния типа неоднородности пласта и его коллекторских свойств на расположение условно-горизонтального ствола в пласте, а также на расположение друг относительно друга скважин с горизонтальным окончанием в элементе разработки.

2. Зависимость относительной погрешности расчета технологических показателей проектирования разработки нефтяных месторождений от размеров ячейки расчетной сетки модели.

3. Комплексный критерий по обоснованию оптимальной длины условно-горизонтального ствола и места бурения дополнительного условно-горизонтального ствола скважин с горизонтальным окончанием на примере проектирования разработки турнейской залежи Холмского поднятия месторождения Максат.

4. Оптимальный вариант разработки повышения эффективности системы заводнения при эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием Коробковского участка Бавлинского месторождения на основе математического моделирования.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 5: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Результаты диссертационной работы применяются при проектировании разработки многопластовых залежей месторождений Татарстана путем использования скважин с горизонтальным окончанием.

2. Предложенные по результатам компьютерного проектирования мероприятия по повышения эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием использованы в отчете «Изучение и анализ выработки запасов из карбонатных отложений Коробковского участка Бавлинского нефтяного месторождения».

3. Эмпирически установлены конкретные размеры ячеек расчетной сетки геолого-технологической модели для условий кизеловского горизонта Коробковского участка Бавлин-ского месторождения, при которых дальнейшее измельчение сетки не сопровождается заметным изменением значений целевых показателей.

4. Предложен вариант повышения эффективности системы заводнения при эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием Коробковского участка Бавлинского месторождения на основе математического моделирования.

5. Внедрение предлагаемого варианта проектирования разработки по повышению эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием кизеловского горизонта Ко-робковского участка Бавлинского месторождения позволит дополнительно отобрать 2,33 млн.т нефти с экономическим эффектом 41,34 млн. руб (в ценах первого полугодия 2014 г.).

Апробация результатов работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на молодежных научно-практических конференциях ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 2010, 2011гг.); семинаре молодых специалистов ОАО «Татнефть» в секции «Комплексные технологии в нефтегазовой промышленности (на английском языке)» (Бугульма, 2011г.); семинаре молодых специалистов ОАО «Татнефть» в секции «Геология, разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений» (Казань, 2011г.); V международной научно-практической конференции с элементами научной школы для молодежи «Актуальные проблемы науки и техники» (УГНТУ, г. Уфа, 2012 г.); 68-ой Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ 2014» (РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2014 г.); 25 Юбилейной внутренней молодежной научно-практической конференции института ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть» (Бугульма, 2014г.), семинаре главных геологов и специалистов ОАО «Татнефть» «Низкопродуктивные пласты коллекторы. Технологии, проблемы, пути решения (Казань, 11.09.2014 г.), XIV науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Анапа, 2325.09.2014 г.), на Научно-техническом совете НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть», на секции геологии и разработки Ученого совета ТатНИПИнефть.

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в том числе в 1 монографии, 5 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Личный вклад автора состоит в участии постановки задач, их решении; в выработке методических подходов с целью прогнозирования темпов разработки месторождений в карбонатных коллекторах; в проведении аналитических и математических расчетов, обобщении и анализе их результатов, внедрении разработанных методик.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 141 наименование. Работа изложена на 171 странице машинописного текста, содержит 17 таблиц, 102 рисунка.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н. Хакимзянову И.Н., а также благодарит ведущих специалистов института «ТатНИПИнефть» д.т.н. Бакирова И.М., д.т.н. А.В.Насыбуллина, к.т.н. Д.А.Разживина, соавторов совместных публикаций, за помощь и поддержку при проведении исследований и внедрение полученных рекомендаций.

ГЛАВА 1. ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ 1.1. Обзор зарубежной и отечественной литературы по проектированию разработки месторождений нефти и газа с применением СГО

Полнота извлечения нефти из пластов является на сегодня основной проблемой в нефтяной отрасли. Кроме того, на сегодняшний день большинство оставшихся запасов углеводородного сырья относятся к трудноизвлекаемым. Они приурочены к залежам со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, наличием разломов, газовых шапок, зон малых нефтенасыщенных толщин, водонефтяных зон, зон вблизи населенных пунктов, заповедников, водных источников и их санитарно-защитных зон, а также к арктическому шельфу. Доля таких запасов неуклонно возрастает. Поэтому актуальность поиска технологий для повышения коэффициента извлечения углеводородов не вызывает сомнения. К одному из таких методов относится применение технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием (СГО) и разработка месторождений на их основе [91].

Впервые разветвление скважин для увеличения полезной протяженности скважин и увеличения поверхности фильтрации было предложено в 1941 году в СССР Н.С. Тимофеевым. Но на тот момент времени отсутствовала необходимая техника и технология бурения. В 1946 году В.А. Брагиным и А.М. Григоряном был предложен способ забуривания дополнительных наклонных стволов. Экспериментальные работы в этом направлении проведены в 1947 году на Краснокамском месторождении.

В 60-е годы во ВНИИнефти учеными Пилатовским В.П., Борисовым Ю.П. и Табаковым В.П. проведены работы по созданию теоретических основ разработки нефтяных месторождений ГС и МЗС [21-22].

Автором [91] исследовались возможности повышения эффективности разработки нефтяных залежей на основе СГО. Обосновываемая технология разработки нефтяных месторождений на основе СГО заключается в следующем:

- месторождение разрабатывается с реализацией площадной системы размещения добывающих и нагнетательных скважин. При этом площадь каждого элемента площадной системы принимается кратно большей их традиционных размеров. Размеры же элементов повариантно обосновываются, исходя из коллекторских свойств пласта и параметров флюидальной модели.

- как добывающие, так и нагнетательные скважины рассматриваются в варианте СГО.

- УГС добывающих СГО располагаются по граням каждого элемента площадной системы разработки. УГС каждой нагнетательной СГО в элементе разработки трассируются в направлении его углов.

Также исследованы и обоснованы технологические решения применения СГО при разработке водонефтяных зон и залежей с подошвенной водой. Уделено внимание возможности и целесообразности использования СГО при добыче нефти из нефтяных оторочек газонефтяных залежей.

Авторами [42] и [43] на основе 3Б компьютерного моделирования показывается возможность на отечественных нефтегазоконденсатных месторождениях эксплуатировать скважины при режиме безгазовых дебитов. При этом упор делается на использование СГО площадных систем разработки. В результате появляется возможность для сокращения скважино-точек на дневной поверхности или на платформе при морской добыче нефти.

В [67] показан опыт эффективного бурения СГО на залежи высоковязкой нефти ЮжноКарского участка месторождения Зыбза-Глубокий Яр. Этот метод позволил сравнительно малым числом скважин достигнуть высокой добычи нефти и повысить общую нефтеотдачу пласта за счет увеличения поверхности фильтрации и вскрытия отдельных изолированных нефтена-сыщенных прослоев. Суточные дебиты СГО, как в абсолютном значении, так и на 1 м эффективной толщины пласта превышают дебиты обычных вертикальных скважин (ВС). СГО, пробуренные на залежи высоковязкой нефти, позволили значительно увеличить начальные дебиты и текущую добычу нефти в течение длительного периода разработки.

А.М. Григоряном в [27-31] рассматривалась эффективность применения СГО. Длительная эксплуатация показала, что, к примеру, СГО, пробуренные между обычными добывающими, с 4-5 ответвлениями вступали в эксплуатацию с дебитами, в 10-15 раз и более превышающими дебиты соседних обычных ВС. Дополнительные УГС, пробуренные сквозь естественные преграды, вовлекали в разработку изолированные, остающиеся в стороне, нефтенасыщенные зоны, «целики» и одновременно значительно облегчали и ускоряли приток нефти из удаленных зон пласта. Современная технология бурения СГО в определенных геологических условиях позволяет: - получать начальные дебиты в 20 раз выше, чем дебиты обычных скважин, при повышении стоимости бурения только в 2-3 раза; - обеспечить накопленную добычу за 10-15 лет эксплуатации в 10 раз выше при себестоимости добытой нефти в 3-5 раз ниже, чем по соседним обычным скважинам; - на 20-30% увеличить общую нефтеотдачу из продуктивных пластов; -повысить эффективность разработки высоковязких нефтей, процессов заводнения, прогрева пластов и др.; - разредить сетки разработки скважин.

Для различных геолого-технических и эксплуатационных условий созданы и отработаны на практике три поколения технологий бурения СГО, отличающиеся друг от друга глубиной бурения, сложностью форм разветвления, степенью устойчивости продуктивного разреза, необходимостью крепления стволов и назначением (эксплуатация, оценка, внутрипластовое воздействие, разведка).

Как показывает анализ литературы, системы разработки с применением СГО рассматриваются довольно редко и узким кругом специалистов. Другими словами, в настоящее время данная проблема изучена не в полной мере и существует довольно обширное поле деятельности.

Автором работы [82] приводятся результаты исследования эффективности расположения скважин и ориентации боковых УГС для однородного по проницаемости пласта. Рассматривается схема расположения скважин «добывающая - нагнетательная - добывающая», в соответствии с которой рассмотрено 14 вариантов расположения скважин. Установлено, что наибольшая эффективность достигается при расположении скважин в сочетании «многозабойная двухствольная - нагнетательная вертикальная - многозабойная двухствольная» со стволами, направленными противоположно от нагнетательной. По результатам численных исследований для однородного и неоднородного пласта оптимизированы добывающие горизонтальные многозабойные скважины по углу расхождения двухствольного забоя на уровне 40-120°, по длине единичного бокового ствола 250-300 м, по расстоянию между добывающими и нагнетательными скважинами в сетке 500x500 и 700x700 м.

Анализ теоретических формул и результатов численного моделирования по определению дебита СГО привели автора [51-52] к следующим выводам: - дебит СГО возрастает с увеличением длины и числа стволов; - с увеличением числа УГС происходит замедление темпа роста коэффициента продуктивности; - бурение многоствольной СГО в однородном пласте приводит к снижению продуктивности на единицу длины по сравнению с одноствольной горизонтальной скважиной; - соотношение дебитов РГС и ГС одинаковой длины в значительной степени зависит от расположения скважин на залежи; - увеличение продуктивности на единицу длины по сравнению с одноствольными СГО возможно только при разбиении на несколько отстоящих друг от друга УГС; - снижение продуктивности на единицу длины наиболее выражено при увеличении числа УГС, их близости друг к другу, малых длинах УГС, фрактальной структуре УГС; - при бурении УГС на различные пласты или горизонты снижение продуктивности за счет взаимовлияния стволов отсутствует.

Область СГО:

- большая глубина залегания пластов;

- разбуривание шельфовых месторождений;

- удорожание строительства СГО большой длины;

- разработка залежей высоковязких нефтей и сложенных низкопроницаемыми коллекторами малой толщины;

- малая толщина.

Согласно [15-17] с увеличением длины УГС СГО возрастает площадь дренирования продуктивного пласта, что должно повысить продуктивность СГО. Однако при этом возрастает сопротивление при течении флюида в скважине, что отрицательно влияет на ее дебит. Продуктивность СГО зависит от баланса этих двух факторов.

К одной из особенностей СГО относится существенное изменение забойного давления вдоль длины УГС СГО. Эта особенность приобретает большую актуальность в случае высокопродуктивной скважины с протяженным УГС, который проведен в коллекторе высокой проницаемости, и когда в УГС существует турбулентный режим течения. Изменение забойного давления тесно связано с проницаемостью вскрываемого продуктивного пласта, создаваемой депрессией на пласт, расходом потока флюида в УГС, шероховатостью канала, вязкостью флюида и длиной УГС СГО.

Интенсивность притока нефти снижается с увеличением УГС СГО вследствие влияния трения. Однако затраты на бурение и заканчивание скважины повышаются почти линейно увеличению длины УГС. Следовательно, существует некоторая длина СГО, которая максимизирует доходы. В работе [17] оптимальная длина УГС СГО определена как длина в данном коллекторе, обеспечивающая максимальные доходы с учетом потерь давления на трение в УГС. В работе [112] проведено обоснование применения СГО для разработки месторождений нефти и газа при давлениях на забоях ниже давления насыщения, где численно решена задача притока жидкости с учетом перепада давления вдоль УГС.

1.2. Особенности геологического строения нефтяных месторождений Татарстана, разрабатываемых СГО

В настоящее время на промыслах Республики Татарстан (РТ) испытываются или внедряются свыше ста модификаций методов повышения нефтеотдачи пластов, эффективность которых в зависимости от геолого-физических условий залегания пластов и стадий разработки нефтяных залежей различна.

Наряду с хорошо апробированными методами повышения нефтеизвлечения в Татарстане широкое применение находит так называемая горизонтальная технология (ГТ) разработки месторождений нефти - бурение и эксплуатация скважин сложной архитектуры: горизонтальные скважины (ГС), многозабойные горизонтальные скважины (МЗГС), разветвленные горизонтальные скважины (РГС) и др. Реанимация неэффективного фонда скважин осуществляется путем бурения дополнительных вторых стволов (БС), в частном случае - боковых горизонтальных стволов (БГС). В ближайшее время предполагается строительство многофункциональных («интеллектуальных») скважин. В настоящее время более 20 % месторождений РТ разрабатываются с применением ГТ и более 30 % месторождений разрабатываются с применением ГТ в ОАО «Татнефть» (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Выкопировка из карты месторождений ОАО «Татнефть», разрабатываемых СГО

Теоретические исследования, результаты строительства и эксплуатации десятков и сотен горизонтальных скважин свидетельствуют о том, что ожидаемая высокая эффективность применения ГТ в большей степени зависит от особенностей геологического строения продуктивного пласта - его расчлененности, анизотропии, характера трещиноватости, неоднородности, пористости, проницаемости, толщины и т.д., чем в случае вертикальных скважин [55]. Никакие, даже самые передовые технологии, по степени влияния на продуктивность скважин не могут конкурировать с природными свойствами пластов.

В этой связи необходимо отметить, что в программах на строительство скважин с горизонтальным окончанием особое внимание необходимо уделять геолого-промысловому анализу участка заложения.

Остановимся на особенностях строения продуктивных объектов, разрабатываемых с применением горизонтальной технологии, которые влияют на выбор местоположения траекторий условно-горизонтальных участков скважин (УГСС) по площади и в разрезе.

Все месторождения, находящиеся на территории республики Татарстан, сложнопостро-енные, многопластовые и многозалежные.

Месторождения характеризуются структурой остаточных запасов нефти с преобладающей долей трудноизвлекаемых в карбонатных и низкопроницаемых в терригенных коллекторах, водонефтяных и высокообводненных зонах, с высоковязкой нефтью.

Крупные месторождения республики: Ромашкинское, Бавлинское, Ново-Елховское, Первомайское (рис. 1.1), их основные запасы сравнительно легкой и малосернистой нефти приурочены к терригенным коллекторам кыновского и пашийского возрастов и в значительной степени выработаны (87,6 %). Нефть вышезалегающих по разрезу отложений характеризуется как высокосернистая, тяжёлая, содержащая свободный сероводород. Доля запасов ОАО «Татнефть» в карбонатных коллекторах выросла с 7,4 % до 29,7 %, а доля запасов в терригенных коллекторах уменьшилась с 92,6 % до 70,3 %. В целом, на конец 2010 года отобрано более 80,0 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) месторождений компании по Татарстану. Из них 98,0 % всей добычи приходится на терригенные коллекторы, причём доля добычи из терригенных отложений девона, насыщенных маловязкой нефтью (менее 10 мПахс) составила 89,4 %, а 10,6% отобрано из терригенных отложений тульского и бобриковского горизонтов нижнего карбона, насыщенных вязкой и высоковязкой нефтью (от 30 до 800 мПахс).

По мере снижения добычи из основных горизонтов добывающими предприятиями осуществляется ввод в разработку верхних горизонтов. Среди методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения, интенсификации и удержания планки уровня добычи нефти и увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти наиболее эффективным оказался способ разработки месторождений и залежей с применением СГО. Незаменим этот метод при выработке за-

пасов из под лесных массивов, населенных пунктов, заповедников, водных источников и их са-нитарно-защитных зон. Территория месторождений в РТ характеризуется относительно высокой плотностью заселения.

Таким образом, на конечные результаты строительства СГО в первую очередь влияют горно-геологические условия залегания продуктивных пород, которые требуют тщательного анализа при заложении СГО сложной архитектуры с целью выбора оптимального положения её траектории в зоне развития коллектора и в продуктивном разрезе.

В итоге можно выделить несколько основных задач и критериев применения СГО на месторождениях и залежах республики [111-112]: - выработка запасов нефти под населёнными пунктами и в их санитарно-защитных зонах (СЗЗ), природоохранных и курортных зонах; - форсирование ввода запасов нефти в разработку; - выработка запасов нефти тупиковых и линзо-видных участков нерентабельных по запасам для размещения самостоятельной сеткой вертикальных скважин (ВС); - уменьшение затрат на тонну добытой нефти за счёт уменьшения проектного фонда добывающих скважин и экономии на инфраструктуре; - выработка запасов нефти из алевролитов и глиносодержащих коллекторов; - выработка запасов нефти и создание систем заводнения в маломощных пластах с ограничением пласта по разрезу непроницаемыми породами; - создание систем поддержания пластового давления; - обеспечение избирательного заводнения по разрезу; - интенсификация добычи нефти путём увеличения дебита добываемой продукции; - выработка запасов нефти в водонефтяных зонах (ВНЗ); - избирательная выработка запасов нефти по разрезу; - снижение интенсивности обводнения добываемой продукции.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Киямова Диляра Талгатовна, 2015 год

- - 2ж

( 2.5 )

Рис. 2.1. Круговая схема зоны влияния работы СГО

а

В формулах (2.3) и (2.4) имеется один недостаток, который заключается в том, что вне зависимости от длины условно-горизонтального ствола (УГС) контур питания предполагается радиальным. В связи с этим, точности данных формул должны убывать с ростом отношения

ЩК.

Для СГО контур нефтеносности должен иметь эллипсообразный, а не круговой характер. С учетом данного характера Giger представил формулу притока в СГО в виде (рис. 2.2) [133134]:

д г =-

2лКИ рк - рс

Л

А

, А = I п-

В

- ПК

И, И ■ + - 1п-

- 2ж

,В = 1 +

1 -

' - V

V 2К у

( 2.6 )

где Як - большая полуось эллипса, являющегося контуром питания.

В технической литературе для определения потенциально возможного суммарного дебита нефти в одиночной СГО известны также следующие соотношения.

Рис. 2.2. Эллиптическая схема зоны влияния работы СГО

Приближенная формула ЛобЫ для расчета потенциально-возможного дебита СГО имеет вид [135-137]:

2n-Vh-[Pk - р ]

¡i- в0

A

,A =

ln

a + yl a2 -{L/2)2 fp- h

L/2

-ln

fp-h ^

V 2rc y

( 2.7 )

Существует более точная формула Renard, Dupuy [135,141]:

Qh =

In-k^ Л -B0

P - P ]

A

A = ^cosh^) +

p-h

-ln

V Rc y

( 2.8 )

Представляет определенный интерес приближенная формула Григулецкого В.Г. [32]:

2n-Jkh-kv • р-h

Qh =■

Л-B0

(Pk - Pc)

A = n\

4Rk U^. |-in

(p-h ^

V 2n- Rc y

( 2.9 )

А { I ) \ I

В формулах ( 2.2 ) - ( 2.9 ) используются следующие обозначения: кн, ку - соответственно горизонтальная и вертикальная проницаемость пласта (мкм2); Во - пластовый объемный фактор

нефти; а - I/2 - 1/2 + ^ 1/4 + (2^ / I)4 I2, Ь - длина горизонтальной части ствола скважины (м); Як - радиус кругового контура питания (м); Р -у/ кн / к ; Гс - радиус ствола скважины в продуктивном пласте (м); х =а/0,51; гс -((1 + ¡3)/23) - гс.

В работе Economides M. [131-132] дана поправка к формуле ( 2.9 )

Я г =■

2nKг h Pk - Pc

л

A

, A = ln

B ph ph

■ +

ln

L/2 L {p +1)-rL

B = a +

a2 -

( 2.10 )

Также представляет определенный интерес формула Ибрагимова А.И. [50]:

Яг =

2nKгL Pk - Pc л-p

A

, A = lnL + 0,1

Rk - h . |гД h h

( 2.11 )

Для рассмотренных выше формул (2.2) - (2.10) имеют место некоторые ограничения. В случае анизотропных пластов формулы пригодны при выполнении ограничений I > Ь, I/2 < 0,9 ( 2.12 )

Для анизотропных пластов, помимо указанных, должно выполняться условие I >3-Ь ( 2.13 )

По формулам ( 2.2 ) - ( 2.11 ) рассчитывается дебит, когда горизонтальная скважина находится в центре пласта относительно кровли и подошвы.

Для случая асимметричного расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта ^Ы [139] предложена формула

L

h

L

V

2

L

2

r

c

Я г =

2яКгЬ рк -рс А = ^о + о2-(—/2)2 _ /Ь

М

А

—/2

+ I П

—

З

(Ь /2)2 -52 0,5 • Ь • г

( 2.14 )

где 5 - расстояние по вертикали от центра пласта до горизонтальной скважины.

Опираясь на точное решение П.Я. Полубариновой-Кочиной [91], Меркуловым В.П. [32] была выведена следующая приближенная формула

Яг =

2лКгЬ Рк - Рс

М

О

, О = I п

2К

лБ Ь

+---ь

А + Б — —

I Ь А + С I п--1 П--Л

К 2лгс

2С

( 2.15 )

где А = —/2 + 2Ь ;Б = л/21 • Ь + 4Ь2 ;С = —/2, Л = 0,426а-9,7•а2 +1,284а + 4,45

а = —/2Ь ; а=е/Ь ; е = 5.

Среди полуэмпирических формул, использующих принцип добавочного фильтрацион-

ного сопротивления, также можно выделить формулу Евченко В.С. [67]

Яг =

2лК<Ь Рк - Рс

М

А

А = 1П^ + С

Г

( 2.16 )

где С = 1 -В -1 п —

4лгс (Ь /2 -5)' Ь2 •/

+ II

2,7 • Гс

при 0 <5 < Ь, — > 2 2 Ь

При выводе указанных соотношений авторами сделаны следующие допущения: фильтрация пластовой несжимаемой вязкой жидкости подчиняется линейному закону Дарси; функции, определяющие потенциальные давления и скорости движения жидкости в пласте, описываются линейными уравнениями Лапласа; нефтяная залежь представляет собой круговую область с естественным режимом питания; приток пластовой жидкости к скважине происходит при стационарном режиме фильтрации; продуктивный пласт (коллектор) представляет собой анизотропную трещиноватую горную породу; пластовая нефть характеризуется средними значениями вязкости и пластового объемного фактора.

Влияние данных факторов можно корректно оценить только с применением математического моделирования с использованием 3Б геолого-технологических моделей месторождений.

2.1.2. Оценка чувствительности расчетного дебита нефти от геолого-физических параметров пласта На начальном этапе проектирования, а также технико-экономического обоснования целесообразности бурения СГО во многих случаях достаточно воспользоваться приближенными расчетами по приведенным выше инженерным формулам.

К числу основных факторов влияющих на производительность СГО можно отнести длину УГС, вскрытие и его величину по каждому пропластку в соответствии с их фильтрационными свойствами и удельными запасами и степень вскрытия пласта в плане, абсолютную проницаемость вскрываемых пропластков и их параметры анизотропии, неоднородность залежи,

У

многослойность и последовательность залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков, наличие и активность гидродинамической связи между пропластками, расположение УГС относительно «радиусов контура» питания и по толщине продуктивного разреза, величину потерь давления по горизонтальной части ствола, величину устьевого давления, степень истощения отдельных пластов, вскрытых скважиной, и т.д.

С целью оценки чувствительности геолого-физических параметров пласта на эффективность эксплуатации СГО, в частности на дебит нефти, были проведены многочисленные аналитические расчеты с использованием выше приведенных инженерных формул (2.5) - (2.11).

Во многих источниках обычно проводят сопоставление отношения дебитов ВС и СГО, автор данной работы остановился на сопоставлении расчетных дебитов СГО.

Результаты сопоставления расчетных дебитов нефти СГО по каждой формуле приведены в табл. 2.1.

На рис. 2.3а-г приведены графики зависимости рассчитанных по выше приведенным формулам дебита нефти от длины УГС, толщины пласта, радиуса контура питания и коэффициента анизотропии. Из рисунков видно, что расчетный дебит нефти СГО, в зависимости от каждой конкретной формулы и для каждого из рассмотренных параметров, ведет себя неодинаково. Так, например, дебит нефти СГО, рассчитанный по формулам (2.7) и (2.10) в зависимости от длины УГС, толщины пласта и радиуса контура питания, имеет близкие значения.

Таблица 2.1. Сопоставление расчетных дебитов СГО по формулам (2.5) - (2.11)

Дебит нефти L h Rk Dp ХЬ

формула (2.5) формула (2.7) формула (2.8) формула (2.9) формула (2.6) формула (2.10) формула (2.11)

1,9 1,5 1,9 1,4 1,9 1,6 1,5 25,0 5,0 100,0 5,0 1,0 0,035 0,010

3,0 2,7 2,9 2,7 3,0 2,7 4,2 50,0 7,0 150,0 7,0 2,0 0,050 0,035

5,1 4,8 5,1 4,8 5,1 4,8 8,2 75,0 9,0 200,0 9,0 3,0 0,075 0,060

7,8 7,3 7,7 7,4 7,8 7,3 13,2 100,0 11,0 250,0 11,0 4,0 0,100 0,085

19,0 17,6 18,6 17,6 19,1 17,6 31,9 150,0 15,0 300,0 15,0 5,0 0,150 0,110

41,3 40,7 41,1 41,7 41,7 40,6 106,1 200,0 20,0 350,0 20,0 10,0 0,350 0,585

63,4 63,7 63,5 65,4 64,2 63,3 181,5 250,0 25,0 400,0 25,0 15,0 0,500 1,035

105,1 105,5 105,1 108,3 106,6 104,9 292,7 300,0 30,0 450,0 30,0 20,0 0,750 1,485

197,6 199,0 198,7 205,1 200,8 197,8 517,4 350,0 40,0 500,0 40,0 25,0 1,000 1,935

383,8 379,2 382,4 390,2 389,4 377,2 871,9 400,0 50,0 550,0 50,0 30,0 1,500 2,385

На рис. 2.4а-б приведены графики зависимости расчетного дебита нефти от горизонтальной проницаемости, вязкости нефти и депрессии на пласт.

Из рисунков видно, что расчетный дебит нефти, в зависимости от каждой конкретной формулы, для каждого из рассмотренных параметров имеет схожую траекторию.

в) г)

Рис. 2.3. Чувствительность рассчитанного по формулам (2.5) - (2.11) дебита нефти от: а) длины УГС, б) толщины пласта,

в) радиуса контура питания, г) коэффициента анизотропии

180,0

80,0

40,0

формула (2.5) « формула (2.6)

формула (2.7) в формула (2.8)

формула (2.9) « формула (2.10)

формула (2.11)

1,500 1,250 1,000 0,750 0,500 0,250 0,150 горизонтальная проницаемость

0,100 0,075 0,050 0,025

2

б)

в)

Рис. 2.4. Чувствительность рассчитанного по формулам (2.5) - (2.11) дебита нефти от: а) проницаемости по горизонтали,

б) вязкости нефти, в) депрессии на пласт

Так, например, расчетный дебит нефти с уменьшением горизонтальной проницаемости и с увеличением вязкости нефти снижается, а с увеличением депрессии на пласт - увеличивается.

С целью выбора наиболее подходящего для условий месторождений Республики Татарстан, в частности, Коробковского участка Бавлинского месторождения, рассчитаем парные коэффициенты линейной корреляции и построим уравнения регрессии для дебитов нефти СГО, рассчитанных по каждой конкретной формуле.

В табл. 2.2 приведены коэффициенты парной корреляции по расчету дебита нефти СГО с использованием инженерных формул. По анализу приведенных значений можно утверждать, что по всем коэффициентам (параметрам пласта) наблюдается достаточно тесная связь с дебитом нефти, где коэффициент корреляции колеблется от 0,8222 (радиус контура питания) до 0,9723 (проницаемость по вертикали).

Стоит также заметить, что по всем формулам коэффициенты корреляции для длины УГС 0,8648 и радиуса контура питания 0,8222 слегка меньше, чем по остальным коэффициентам. Наиболее тесная связь дебита нефти СГО наблюдается с проницаемостью пласта по горизонтали около 0,9754.

Сопоставляя коэффициенты парной корреляции по вышеприведенным формулам можно также заметить, что по формуле (2.11) они наиболее высокие. Так например, дебит нефти СГО с длиной пласта связан с коэффициентом корреляции 0,8976, с толщиной пласта - 0,9612, с радиусом контура питания - 0,8549, с депрессией на пласт - 0,9612, с вязкостью нефти - 0,9464, с проницаемостью по горизонтали и по вертикали, соответственно, 0,9878 и 0,9559.

Анализ значений парных коэффициентов линейной корреляции позволяет утверждать о существовании тесной стохастической связи дебита нефти СГО с рассмотренными параметрами пласта. Рассмотрим оценку чувствительности расчетного дебита нефти от каждого параметра пласта более подробнее.

Толщина пласта и размещение УГС в пласте относительно ВНК

С использованием рассмотренных выше инженерных формул произведем расчеты дебита нефти СГО при различных толщинах пласта и длины УГС. По результатам расчетов по всем 7 формулам дебита нефти СГО в зависимости от толщины пласта для различных значений длины УГС получено, что по формулы Борисова (2.5) и Гигер (2.6) при схожих с Коробковским участком Бавлинского месторождения геолого-физических характеристиках пласта дают необоснованно высокие дебиты нефти СГО, которые не могут быть сопоставлены с фактически полученными дебитами.

Результаты сопоставления расчетного дебита нефти СГО, в зависимости от толщины пласта, для различных значений длины УГС по каждой конкретной формуле показывают, что определенные по этим формулам расчетные дебиты нефти оказываются достаточно разными, и

эта разница в дебитах нефти, по нашему мнению, отчасти связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования.

Таблица 2.2. Коэффициенты парной корреляции по расчету дебита нефти СГО с использованием инженерных формул_

рн Ь Ь Rк АР Ц Кгор Кверт

рн 1

1Л 1. 0,8648 1

С! Ь 0,9390 0,9837 1

> Rк 0,8222 0,9919 0,9624 1

£ а АР 0,9390 0,9837 1,0000 0,9624 1

Ц 0,9158 0,9838 0,9923 0,9571 0,9923 1

Кгор 0,9723 0,9505 0,9879 0,9149 0,9879 0,9834 1

Кверт 0,9260 0,9674 0,9855 0,9317 0,9855 0,9970 0,9869 1

рн Ь Ь Rк АР Ц Кгор Кверт

рн 1

Ь 0,8681 1

С! Ь 0,9414 0,9837 1

Rк 0,8253 0,9919 0,9624 1

а АР 0,9414 0,9837 1,0000 0,9624 1

Ц 0,9191 0,9838 0,9923 0,9571 0,9923 1

Кгор 0,9742 0,9505 0,9879 0,9149 0,9879 0,9834 1

Кверт 0,9294 0,9674 0,9855 0,9317 0,9855 0,9970 0,9869 1

рн Ь Ь Rк АР Ц Кгор Кверт

рн 1

00 Ь 0,8659 1

гм Ь 0,9398 0,9837 1

> Rк 0,8232 0,9919 0,9624 1

а АР 0,9398 0,9837 1,0000 0,9624 1

Ц 0,9169 0,9838 0,9923 0,9571 0,9923 1

Кгор 0,9729 0,9505 0,9879 0,9149 0,9879 0,9834 1

Кверт 0,9271 0,9674 0,9855 0,9317 0,9855 0,9970 0,9869 1

рн Ь Ь Rк АР Ц Кгор Кверт

рн 1

ОТ Ь 0,8680 1

гм Ь 0,9414 0,9837 1

> Rк 0,8252 0,9919 0,9624 1

а АР 0,9414 0,9837 1,0000 0,9624 1

Ц 0,9192 0,9838 0,9923 0,9571 0,9923 1

Кгор 0,9742 0,9505 0,9879 0,9149 0,9879 0,9834 1

Кверт 0,9295 0,9674 0,9855 0,9317 0,9855 0,9970 0,9869 1

рн Ь Ь Rк АР Ц Кгор Кверт

рн 1

и? Ь 0,8648 1

¡4 Ь 0,9390 0,9837 1

> Rк 0,8222 0,9919 0,9624 1

а АР 0,9390 0,9837 1,0000 0,9624 1

Ц 0,9158 0,9838 0,9923 0,9571 0,9923 1

Кгор 0,9724 0,9505 0,9879 0,9149 0,9879 0,9834 1

Кверт 0,9261 0,9674 0,9855 0,9317 0,9855 0,9970 0,9869 1

рн Ь Ь Rк АР Ц Кгор Кверт

рн 1

о тЧ Ь 0,8679 1

ГМ Ь 0,9413 0,9837 1

та Rк 0,8252 0,9919 0,9624 1

АР 0,9413 0,9837 1,0000 0,9624 1

о Ц 0,9189 0,9838 0,9923 0,9571 0,9923 1

Кгор 0,9741 0,9505 0,9879 0,9149 0,9879 0,9834 1

Кверт 0,9292 0,9674 0,9855 0,9317 0,9855 0,9970 0,9869 1

рн Ь Ь Rк АР Ц Кгор Кверт

рн 1

тЧ Ь 0,8976 1

ГМ Ь 0,9612 0,9837 1

та Rк 0,8549 0,9919 0,9624 1

АР 0,9612 0,9837 1,0000 0,9624 1

о Ц 0,9464 0,9838 0,9923 0,9571 0,9923 1

Кгор 0,9878 0,9505 0,9879 0,9149 0,9879 0,9834 1

Кверт 0,9559 0,9674 0,9855 0,9317 0,9855 0,9970 0,9869 1

Однако, ввиду множества инженерных формул, нередко возникает задача их сопоставления с целью выявления диапазона применимости каждой из них в практических расчетах.

С целью выявления более точной инженерной формулы на базе численного моделирования с использованием следующих геолого-физических параметров: (длина УГС - 400 м, толщина пласта от 10 до 40 м, радиус контура питания - 300 м, вязкость нефти 5 мПахс, депрессия на пласт - 25 атм, проницаемость по горизонтали и по вертикали, 25*10-3 мкм2 и 1*10-3 мкм2, соответственно, были произведены расчеты дебита нефти СГО.

Проведем сопоставление полученных по инженерным формулам дебитов нефти СГО с дебитами, рассчитанными с использованием геолого-технологической модели. Результаты сопоставления дебитов показали, что по инженерным формулам (2.5) - (2.11) получаются завышенные значения дебитов. Дебиты нефти, полученные по формуле (2.9) (Григулецкого В.Г.) [32] при всех параметрах пласта, наиболее близки с дебитом, рассчитанным по модели. На рис. 2.5а-б приведены графики сопоставления зависимостей дебита нефти СГО, полученного по формуле (2.9) и по модели, от толщины пласта при длине УГС 400 м. Зависимость расчетного дебита нефти, полученного по формуле (2.9), от длины УГС для различных толщин пласта представлена на рис. 2.6.

а) б)

Рис. 2.5. Сопоставление зависимостей дебита нефти СГО, а) полученного по формуле (2.9) и б)

по модели, от толщины пласта при длине УГС 400 м

Из рис. 2.5 видно, что дебит нефти СГО, полученной по формуле (2.9) и по модели, при длине УГС 400 м с уменьшением толщины пласта снижается одинаково линейно закону, различие только в коэффициентах достоверности аппроксимации (по формуле (2.9) - 0,89, по модели - 1,0).

Из рис. 2.6 видно, что с ростом длины УГС и толщины пласта происходит увеличение дебита нефти СГО, причем после 100 м длины УГС, рост ускоряется.

45

Для определения относительной погрешности расчета дебитов нефти, в качестве эталонного возьмем дебит, который определен по формуле (2.9). При этом относительную ошибку будем определять, как модуль отношения разницы между значениями дебитов по исследуемой формуле и эталонного (формула (2.9)) к значению эталонного дебита [106].

Из рис. 2.7 видно, что относительная ошибка в расчете дебита нефти СГО с увеличением толщины пласта растет, а с увеличением длины УГС - сокращается. Также видно, что наибольшее значение относительной ошибки расчета дебита получается при длине УГС 25 м и толщине пласта 50 м. Интересно будет узнать поведение средней относительной погрешности, полученной по всем формулам, от длины УГС при осредненной толщине пласта (рис. 2.8).

Рис. 2.6. Зависимость расчетного дебита нефти по формуле (2.9) от толщины пласта и длины УГС

Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти СГО от толщины пласта и длины УГС показана на рис. 2.7.

Рис. 2.7. Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти от толщины пласта и длины УГС

По рисунку видно, что с увеличением длины УГС средняя относительная ошибка при осредненной толщине пласта снижается, подчиняясь степенному закону с достаточно высоким Я2=0,9785.

С целью оценки влияния асимметричности расположения УГС СГО относительно кровли и подошвы пласта на расчетный дебит нефти были проведены многочисленные аналитические расчеты с использованием рассмотренных выше инженерных формул (2.14) - (2.16).

Результаты расчетов дебита нефти СГО по формулам (2.14) - (2.16) приведены в табл. 2.3. Из таблицы видно, что наибольший дебит нефти по формулам (2.14) - (2.16) имеет СГО, у которого УГС расположены в центре пласта (5=0) относительно кровли и подошвы. В зависимости от толщины пласта со смещением УГС СГО в сторону кровли или подошвы наблюдается незначительный рост дебита.

Проведем сопоставление дебитов нефти, полученных по формуле (2.14) и по модели, в зависимости от смещения УГС длиной 400 м в сторону кровли или подошвы при разных толщинах пласта (рис. 2.9а,б). Данный рисунок подтверждает утверждение, что в зависимости от толщины пласта со смещением УГС СГО в сторону кровли или подошвы наблюдается незначительный рост дебита. Следует также заметить, что при толщине пласта 10 м при смещении УГС от центра пласта на 4,9 м происходит резкий рост дебита, что связано с ограничениями 0 <5< Ь/2 .

Рис. 2.8. Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти от длины УГС при осредненной толщине пласта

Чувствительность расчетного дебита нефти от анизотропии пласта

С использованием рассмотренных выше инженерных формул произведем расчеты деби-

к = К /к

та нефти СГО для различной анизотропии пласта ( * гор' вер ) и длины УГС.

Результаты расчетов показывают, что по формуле (2.11) при схожей с Коробковским участком Бавлинского месторождения анизотропии пласта получаются не обоснованно высокие дебиты нефти СГО, которые не могут быть сопоставлены с фактически полученными дебитами. Также важно заметить, что расчетные дебиты нефти, полученные по формуле (2.8), с уменьшением анизотропии пласта, также снижаются.

Из результатов сопоставления расчетного дебита СГО в зависимости от анизотропии пласта для различных значений длины УГС по каждой конкретной формуле видно, что определенные по формулам (2.7), (2.9) и (2.10) расчетные дебиты нефти, при снижении анизотропии пласта до 0,35, выходят на асимптоту, при которой дебит достигает значения, равного 25 т/сут.

Таблица 2.3. Результаты расчетов дебита нефти СГО по формулам (2.14) - (2.15)

оо

расчeтный дебит нефти

и Ц РР Kгор Квер 5 формула (2.14) формула (2.15) формула (2.16)

длина УГС

400 350 300 250 200 150 100 50 400 350 300 250 200 150 100 50 400 350 300 250 200 150 100 50

0 83,6 73,7 63,8 54,1 44,3 34,3 24 12,9 249,3 220,9 182,5 159,5 137,3 115 91,5 68,6 83,0 74,5 65,9 57,1 47,9 38,2 27,5 15,4

1 83,7 73,7 63,8 54,1 44,3 34,4 24,0 12,9 249,8 221,3 182,8 159,8 137,6 115,3 91,7 68,9 82,5 74,0 65,5 56,7 47,5 37,9 27,3 15,2

40 2 83,8 73,8 63,9 54,1 44,3 34,4 24 12,9 250,1 221,6 183,0 160,0 137,8 115,5 91,9 69,1 81,9 73,5 65,0 56,2 47,2 37,5 27 15,1

3 83,9 73,9 64,0 54,2 44,4 34,5 24,1 12,9 250,2 221,6 183,0 160,0 137,8 115,5 91,9 69,1 81,3 72,9 64,5 55,8 46,8 37,2 26,8 14,9

4 84,1 74,1 64,2 54,4 44,5 34,5 24,2 13,0 249,9 221,4 182,9 159,9 137,7 115,4 91,8 69,0 80,6 72,3 63,9 55,3 46,3 36,8 26,5 14,7

4,9 84,4 74,3 64,4 54,5 44,7 34,7 24,2 13,0 249,5 221,0 182,6 159,6 137,4 115,2 91,6 68,8 80,0 71,7 63,4 54,8 45,9 36,5 26,2 14,6

0 81,7 72,0 62,4 53,0 43,5 33,9 23,8 12,9 224,8 199,2 165,2 144,5 124,6 104,8 83,9 63,6 79,3 71,4 63,3 55,1 46,4 37,2 27,1 15,4

1 81,7 72,0 62,5 53,0 43,6 33,9 23,9 12,9 225,3 199,6 165,5 144,8 124,9 105,1 84,1 63,9 78,7 70,8 62,8 54,6 46,0 36,9 26,9 15,2

35 2 81,8 72,1 62,5 53,1 43,6 34,0 23,9 13,0 225,5 199,8 165,7 145,0 125,0 105,2 84,2 64,0 78,1 70,3 62,3 54,1 45,6 36,5 26,6 15,0

3 82,0 72,2 62,7 53,2 43,7 34,0 24,0 13,0 225,5 199,7 165,6 144,9 125,0 105,2 84,2 64,0 77,5 69,7 61,8 53,6 45,2 36,2 26,3 14,8

4 82,2 72,5 62,9 53,4 43,9 34,2 24,0 13,0 225,2 199,4 165,4 144,7 124,8 105,0 84,1 63,8 76,8 69,0 61,2 53,1 44,7 35,8 26,0 14,6

4,9 82,6 72,8 63,1 53,6 44,1 34,3 24,1 13,1 224,6 198,9 165,0 144,4 124,5 104,7 83,8 63,5 76,1 68,4 60,6 52,6 44,2 35,4 25,7 14,5

0 78,9 69,6 60,5 51,5 42,4 33,2 23,5 12,9 198,6 175,9 146,5 128,3 110,9 93,5 75,4 57,8 74,6 67,4 60,0 52,4 44,4 35,9 26,5 15,3

1 79,0 69,6 60,5 51,5 42,5 33,2 23,6 12,9 199,0 176,3 146,8 128,6 111,1 93,8 75,6 58,1 74,0 66,8 59,5 51,9 44,0 35,6 26,2 15,1

30 2 79,1 69,8 60,6 51,6 43,5 33,3 23,6 13,0 199,2 176,4 146,9 128,7 111,2 93,9 75,7 58,2 73,4 66,2 58,9 51,4 43,6 35,2 25,9 14,9

3 79,3 70,0 60,8 51,7 42,7 33,4 23,7 13,0 199,0 176,3 146,8 128,6 111,1 93,8 75,6 58,1 72,7 65,6 58,3 50,9 43,1 34,8 25,5 14,7

4 79,7 70,3 61,1 52,0 42,9 33,6 23,8 13,1 198,6 175,9 146,5 128,3 110,8 93,5 75,4 57,8 72,0 64,9 57,7 50,3 42,6 34,3 25,2 14,4

4,9 80,1 70,7 61,4 52,3 43,1 33,8 24,0 13,2 197,9 175,3 146,0 127,9 110,4 93,2 75,0 57,4 71,2 64,2 57,0 49,7 42,0 33,9 24,8 14,2

0 75,1 66,3 57,7 49,3 40,8 32,2 23,0 12,9 170,6 151,0 126,5 110,8 95,9 81,2 65,9 51,1 68,7 62,2 55,6 48,9 41,7 34,1 25,5 15,1

1 75,1 66,3 57,8 49,3 40,8 32,2 23,1 12,9 171,0 151,3 126,7 111,0 96,1 81,4 66,1 51,4 68,1 61,6 55,1 48,3 41,3 33,7 25,2 14,9

25 5 25 0,25 0,01 2 75,3 66,5 57,9 49,4 40,9 32,3 23,1 12,9 171,0 151,4 126,7 111,1 96,1 81,4 66,1 51,4 67,4 61,0 54,5 47,8 40,8 33,3 24,8 14,6

3 75,6 66,8 58,1 49,6 41,1 32,4 23,2 13,0 170,8 151,2 126,6 110,9 96,0 81,3 66,0 51,2 66,7 60,3 53,9 47,2 40,3 32,8 24,4 14,3

4 76,1 67,2 58,5 49,9 41,4 32,6 23,4 13,1 170,2 150,7 126,2 110,5 95,6 80,9 65,6 50,8 65,9 59,6 53,2 46,6 39,7 32,3 24,0 14,1

4,9 76,7 67,7 59,0 50,4 41,7 32,9 23,6 13,2 169,4 150,0 125,6 110,0 95,1 80,5 65,2 50,3 65,1 58,9 52,5 45,9 39,1 31,8 23,6 13,8

0 69,6 61,5 53,7 46,0 38,3 30,5 22,1 12,7 140,7 124,5 104,9 91,9 79,6 67,6 55,2 43,4 61,1 55,5 49,9 44,1 38,0 31,4 24,0 14,7

1 69,7 61,6 53,8 46,1 38,4 30,5 22,2 12,7 141,0 124,7 104,0 92,1 79,8 67,8 55,4 43,6 60,5 54,9 49,3 43,6 37,5 31,0 23,6 14,4

20 2 69,9 61,8 54,0 46,2 38,5 30,6 22,3 12,8 140,9 124,4 105,0 92,0 79,7 67,7 55,4 43,5 59,8 54,3 48,7 43,0 37,0 30,5 23,2 14,1

3 70,3 62,2 54,3 46,5 38,8 30,9 22,4 12,9 140,6 124,3 104,7 91,8 79,5 67,5 55,1 43,2 59,0 53,6 48,1 42,4 36,4 30,0 22,7 13,7

4 71,0 62,8 54,8 47,0 39,2 31,2 22,7 13,0 139,9 123,8 104,2 91,3 79,1 67,1 54,7 42,7 58,2 52,8 47,3 41,7 35,8 29,4 22,2 13,4

4,9 71,9 63,5 55,5 47,6 39,7 31,6 23,0 13,3 139,0 123,0 103,5 90,7 78,5 66,6 54,2 42,1 57,2 52,0 46,5 40,9 35,1 28,8 21,7 13,0

0 61,5 54,5 47,7 41,1 34,5 27,8 20,6 12,2 108,9 96,2 81,6 71,5 62,0 52,8 43,4 34,4 51,2 46,7 42,3 37,6 32,8 27,6 21,5 13,8

1 61,6 54,6 47,8 41,2 34,6 27,8 20,6 12,2 109,1 96,4 81,7 71,6 62,1 52,9 43,5 34,5 50,6 46,2 41,7 37,1 32,3 27,1 21,1 13,4

15 2 62,0 54,9 48,1 41,4 34,8 28,0 20,8 12,3 108,9 96,2 81,6 71,5 62,0 52,8 43,4 34,4 49,9 45,5 41,1 36,6 31,8 26,6 20,6 13,1

3 62,6 55,4 48,6 41,9 35,2 28,4 21,1 12,5 108,4 95,8 81,2 71,1 61,7 52,5 43,1 34,0 49,1 44,8 40,4 35,9 31,1 26,0 20,1 12,6

4 63,6 56,4 49,4 42,6 35,8 28,9 21,5 12,9 107,6 95,1 80,6 70,6 61,2 52,0 42,6 33,4 48,2 43,9 39,6 35,1 30,4 25,3 19,5 12,2

4,9 65,3 57,7 50,7 43,8 36,9 29,7 22,2 13,4 106,5 94,2 79,8 69,8 60,4 51,4 42,0 32,6 47,0 42,9 38,5 34,1 29,4 24,5 18,8 11,6

0 49,3 43,7 38,5 33,4 28,3 23,2 17,7 11,1 75,1 66,2 56,6 49,5 42,9 36,6 30,2 24,1 38,3 35,1 32,0 28,8 25,4 21,8 17,5 12,0

1 49,3 43,9 38,6 33,5 28,4 23,3 17,8 11,1 75,1 66,2 56,6 49,6 43,0 36,6 30,3 24,2 36,8 34,6 31,5 28,3 24,9 21,3 17,1 11,6

10 2 49,9 44,4 39,0 33,9 28,8 23,6 18,0 11,4 74,8 66,0 56,4 49,3 42,8 36,5 30,1 23,9 37,1 34,0 30,9 27,7 24,4 20,8 16,6 11,1

3 51,0 45,4 39,9 34,7 29,5 24,3 18,6 11,8 74,2 65,4 55,9 48,9 42,4 36,1 29,7 23,4 36,2 33,2 30,1 27,0 23,6 20,1 15,9 10,5

4 53,5 47,6 42,0 36,6 31,2 25,8 20,0 12,9 73,2 64,6 55,2 48,2 41,7 35,5 29,1 22,7 34,8 31,9 28,8 25,7 22,5 18,9 14,9 9,6

4,9 66,0 58,9 52,3 47,0 40,0 34,0 27,8 20,3 72,1 63,6 54,3 47,5 41,0 34,8 28,4 21,8 30,9 28,1 25,3 22,4 19,3 16,0 12,2 7,5

А дебиты нефти, полученные по формуле (2.8) при всех выбранных значениях длины УГС, с уменьшением анизотропии имеют тенденцию к снижению. Также видно, что наиболее приемлемые дебиты нефти СГО получаются по формуле (2.9). На рис. 2.10 представлена зависимость расчетного дебита нефти полученного по формуле (2.9) от анизотропии и длины УГС.

Для определения относительной погрешности расчета дебита нефти, в качестве эталонного также возьмем дебит, который определен по формуле (2.9).

При этом относительную ошибку будем определять, как модуль отношения разницы между значениями дебита по исследуемой формуле и эталонного (формула (2.9) к значению эталонного дебита.

а) б)

Рис. 2.9. Сопоставление зависимостей дебита нефти СГО, а) полученного по формуле (2.14) и б) по модели, смещения УГС длиной 400 м в сторону кровли или подошвы

при разных толщинах пласта

Рис. 2.10. Зависимость расчетного дебита нефти полученного по формуле (2.9) от анизотропии и длины УГС

Из рис. 2.11 видно, что относительные ошибки в расчете дебита нефти СГО с увеличением длины УГС возрастают, особенно это заметно по графику дебита, полученного по формуле (2.11). Также видно, что на значение относительной ошибки расчета дебита снижение анизотропии влияет незначительно.

Интересно будет узнать поведение средней относительной погрешности, полученной по всем формулам, в зависимости от длины УГС (рис. 2.12). Из рисунка видно, что с увеличением длины УГС средняя относительная ошибка снижается, подчиняясь степенному закону с достаточно высоким Я2=0,9094.

Рис. 2.11. Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти от анизотропии и длины УГС

0,24

™ 0,18

~

О 03

с

0

1 од 4

си о.

с 0,12

СЕ ГО

I одо

5

° 0,08 о

0,06 0,04

1

\ V

\ \

у = 0,8514х"°'471 Я2 = 0,9094

< \

«к

< а г, < >

< » ------Т.____

),0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0 350,0 400,0 450,0

длина УГС

Рис. 2.12. Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти от длины УГС для осредненной анизотропии

Радиус контура питания

С целью оценки влияния радиуса контура питания на дебит нефти СГО, с использованием рассмотренных выше инженерных формул, произведем расчеты дебита нефти СГО при различных длинах УГС.

По результатам расчета дебита СГО в зависимости от радиуса контура питания для различных значений длины УГС получено, что видно, что по всем формулам получаются такие дебиты нефти СГО, которые при снижении радиуса контура питания имеют отчетливую тенденцию к росту.

Зависимость средней относительной ошибки в расчете дебита нефти СГО от длины УГС и анизотропии показана на рис. 2.16.

Наибольшее значение дебита нефти СГО в нашем примере достигается при снижении радиуса контура питания до 100 м и увеличении длины УГС до 400 м. Также стоит отметить, что в формуле (2.5) при длине УГС больше 350 м и радиусе контура питания меньше 150 м имеют место ограничения, а в формуле (2.6) - при длине УГС больше 200 м и радиусе контура питания меньше 250 м.

Данный факт также подтверждается результатами сопоставления расчетного дебита нефти в зависимости от радиуса контура питания для различных значений длины УГС полученной по каждой конкретной формуле.

На рис. 2.13 приведена зависимость расчетного по формуле (2.9) дебита нефти от радиуса контура питания и длины УГС. Из рисунка видно, что с увеличением длины УГС от 25 м до 400 м происходит значительный рост дебита, а при уменьшении радиуса питания от 550 м до 100 м - рост незначительный. Заметим, что с увеличением длины УГС и со снижением радиуса контура питания происходит заметный рост дебита нефти СГО.

Рис. 2.13. Зависимость расчетного дебита нефти полученного по формуле (2.9) от радиуса контура питания и длины УГС

Но также стоит отметить, что наибольшее значение дебита нефти в нашем случае достигается при длине УГС 400 м и радиусе контура питания 100 м.

Для определения относительной погрешности расчета дебита нефти, в качестве эталонного, также, как и для предыдущих параметров, возьмем дебит, который определен по формуле (2.9).

При этом относительную ошибку будем определять, как модуль отношения разницы между значениями дебитов по исследуемой формуле и эталонного (формула (2.9)) к значению эталонного дебита.

Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти от радиуса контура питания и длины УГС представлена на рис. 2.14. Из рисунка видно, что относительная ошибка в расчете дебита нефти СГО с увеличением длины УГС снижается.

■ 1,2-1,4

■ и- и Рис. 2.14. Зависимость

средней относительной

■ 0,8-1,0 1

погрешности расчета дебита нефти от радиуса контура питания и длины УГС

■ 0,2-0,4

■ 0,0-0,2

Также можно заметить, что значение относительной ошибки расчета дебита со снижением радиуса контура питания при длине УГС до 250 м уменьшается. Заметим при этом, что с увеличением длины УГС на относительную ошибку радиус контура перестает оказывать влияние.

Интересно будет узнать поведение средней относительной погрешности, полученной по всем формулам, от длины УГС (рис. 2.15).

Рис. 2.15. Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти от длины УГС для осредненной анизотропии

По рисунку видно, что с увеличением длины УГС средняя относительная ошибка при осредненном радиусе контура питания снижается, подчиняясь степенному закону с достаточно высоким Я2=0,984.

Депрессия на пласт

С целью оценки влияния депрессии на пласт на дебит нефти СГО произведем расчеты дебита нефти СГО с использованием рассмотренных выше инженерных формул для различных значений длины УГС.

По результатам расчета по всем 7 формулам дебита СГО в зависимости от депрессии на пласт для различных значений длины УГС получено, что по формулам Борисова (2.5), Гигер (2.6), Ренард, Дюпюи (2.8) при схожих с Коробковским участком Бавлинского месторождения геолого-физических характеристиках пласта получаются необоснованно высокие дебиты нефти СГО, которые не могут быть сопоставлены с фактически полученными дебитами. Стоит также заметить, что дебит нефти СГО по всем формулам имеет ярко выраженную тенденцию роста с увеличением депрессии на пласт. Причем рост дебита нефти СГО с увеличением длины УГС сопровождается в три этапа: первый от 5 до 11 атм, второй - от 11 до 30 атм и третий - после 30 атм.

По результатам сопоставления расчетного дебита нефти СГО в зависимости от депрессии на пласт для различных значений длины УГС, полученной по каждой конкретной формуле, видно, что по формулам (2.5), (2.6) и (2.8) с увеличением депрессии на пласт при длинах УГС до 150 м получаются различные значения дебита нефти, а для длин УГС от 150 м до 250 м -одинаковые значения. При длине УГС свыше 300 м по формуле (2.8) получаются более низкие дебиты нефти, чем по формулам (2.5) и (2.6).

На рис. 2.16 приведена зависимость расчетного по формуле (2.9) дебита нефти от депрессии на пласт и длины УГС. Из рисунка видно, что с увеличением длины УГС от 25 м до 400 м при депрессии на пласт в 5 атм происходит рост дебита от 0,8 т/сут до 5,4 т/сут, а при депрессии в 50 атм - от 8,2 т/сут до 54 т/сут. Важно также выделить, что увеличение депрессии на пласт от 5 атм до 50 атм при длине УГС 25 м дает рост дебита нефти СГО от 0,8 т/сут до 8,2 т/сут, а при длине УГС 400 м - от 5,4 т/сут до 54 т/сут.

Рис. 2.16. Зависимость среднего расчетного дебита нефти от депрессии на пласт и длины УГС

Зависимость средней относительной ошибки в расчете дебита нефти СГО от депрессии на пласт и длины УГС показана на рис. 2.17.

Но также стоит отметить, что наибольшее значение дебита нефти (54 т/сут) в нашем случае достигается при длине УГС 400 м и депрессии на пласт 50 атм.

Для определения относительной погрешности расчета дебита нефти, в качестве эталонного, также, как и для предыдущих параметров, возьмем дебит, который определен по формуле (2.9). При этом относительную ошибку будем определять, как модуль отношения разницы между значением дебита по исследуемой формуле и эталонного (формула (2.9)) к значению эталонного дебита.

Из рис. 2.17 видно, что относительные ошибки в расчете дебита нефти СГО с уменьшением длины УГС возрастают. Так, например, для длины УГС 25 м при депрессии на пласт в 5 атм относительная погрешность расчета составляет 1,10, а при длине 400 м - 0,25. Для депрессии на пласт в 50 атм при длине 25 м величина ошибки расчета равняется 1,07, а при 400 м -0,25. Также видно, что на значение относительной ошибки расчета дебита уменьшение депрессии на пласт влияет незначительно. Интересно будет узнать поведение средней относительной погрешности, полученной по всем формулам, от длины УГС (рис. 2.18).

Рис. 2.17. Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти от депрессии на пласт и длины УГС

Рис. 2.18. Зависимость средней относительной погрешности расчета дебита нефти от длины УГС для осредненной депрессии на пласт

По рисунку видно, что с увеличением длины УГС средняя относительная ошибка при осредненной депрессии снижается, подчиняясь степенному закону с достаточно высоким Я2=0,9898.