Содержание к диссертации
Введение
1 Текущее состояние промысловых, экспериментальных и теоретических исследований в области прріменения горизонтальных скважин 8
1.1 Текущее состояние промысловых исследований 8
1.2 Состояние теоретических и экспериментальных исследований 15
Выводы к разделу 1 25
2 Исследование стационарного притока к горизонтальной скважине в пластах различной конфигурации 26
2.1 Постановка задачи и методика решения 27
2.2 Приток жидкости к галерее в эллиптическом пласте 31
2.2.1 Приток жидкости к галерее в эллиптическом пласте 31
2.2.2 Дебит галереи в вытянутом эллиптическом пласте. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в вытянутом эллиптическом пласте 38
2.2.3 Дебит галереи в пласте эллиптической формы. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в пласте эллиптической формы 45
2.2.4 Дебит галереи в круговом пласте. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в круговом пласте 46
2.2.5 Поле скоростей одиночной галереи, дренирующей эллиптический пласт 48
2.3 Приток к галерее в прямоугольном пласте с четырехсторонним
контуром питания 64
2.3.1 Дебит галереи в прямоугольном пласте с четырехсторонним контуром питания. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в прямоугольном пласте с четырехсторонним контуром питания 64
2.3.2 Поле скоростей одиночной галереи, дренирующей прямоугольный пласт с четырехсторонним контуром питания 69
2.4 Приток к галерее в полосообразном пласте с двухсторонним контуром питания 79
2.4.1 Дебит галереи в полосообразном пласте. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в полосообразном пласте 79
2.4.2 Поле скоростей одиночной галереи, дренирующей полосообразный пласт с двухсторонним контуром питания 82
2.5. Дебит горизонтальной скважины в полосообразном пласте. Внутреннее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины 92
2.6. Приток к горизонтальной скважине в пластах различной конфигурации. Сопоставление дебитов вертикальной и горизонтальной скважин. Влияние формы контура питания на дебит горизонтальной скважины 93
2.7 Приток к цепочке горизонтальных скважин, дренирующих полосообразный пласт 103
2.8 Влияние формы контура питания на дебит горизонтальной скважины.. 108
Выводы к разделу 2 114
3 Потенциал горизонтальной скважины в прямоугольном однородно - анизотропном пласте с четырехсторонним контуром питания 116
3.1 Потенциал точечного источника в прямоугольном однородно-анизотропном пласте с четырехсторонним контуром питания 116
3.2 Исследование распределения потенциала в прямоугольном однородно-анизотропном с четырехсторонним контуром питания пласте, вызванное горизонтальной дреной 126
3.2.1 Распределение потенциала, вызванного вертикальным линейным стоком постоянной мощности 128
3.2.2 Распределение потенциала, вызванного горизонтальной дреной с постоянной по длине интенсивностью притока 131
3.2.3 Распределение потенциала, вызванного горизонтальной дреной 139
3.3 Потенциал горизонтальной скважины. Погрешность замены пространственной задачи фильтрации суперпозицией двух плоских задач 153
Выводы к разделу 3 168
4 Исследование возможности разработки нефтегазового месторождения системой горизонтальных скважин 169
4.1 Геологическая характеристика месторождения 169
4.2 Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки 176
4.3 Численное трехмерное гидродинамическое моделирование притока к горизонтальной скважине 177
4.4 Исследование процесса выработки запасов на секторных моделях 183
4.5 Характеристика расчетных вариантов 193
4.6 Программа производства буровых работ 199
4.7 Технико-экономическое обоснование рекомендуемого варианта разработки 200
Выводы к разделу 4 204
Основные выводы и рекомендации 205
Библиографический список 209
Приложения 228
- Состояние теоретических и экспериментальных исследований
- Дебит галереи в вытянутом эллиптическом пласте. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в вытянутом эллиптическом пласте
- Потенциал точечного источника в прямоугольном однородно-анизотропном пласте с четырехсторонним контуром питания
- Численное трехмерное гидродинамическое моделирование притока к горизонтальной скважине
Введение к работе
Экономический кризис в нашей стране и обвал мировых цен на нефть в 90-ых гг. прошлого века жестоко ударили по объему промышленного производства в России. В то же время прогнозируемый в ближайшее время большинством аналитиков дальнейший экономический рост неизбежно потребует не только поддержания на достигнутом уровне, но и значительного увеличения добычи нефти и газа.
Несмотря на то, что большинство крупнейших месторождений страны, длительное время обеспечивавших требуемые уровни добычи нефти, вступили в заключающую стадию разработки, потенциал увеличения добычи по-прежнему имеется: Россия занимает одну из лидирующих позиций по разведанным запасам углеводородного сырья. Вместе с тем следует отметить постоянное ухудшение структуры этих запасов: большинство их классифицируется в настоящее время как трудноизвлекаемые и приурочены к залежам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой и ультранизкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, осложненным наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок.
Эффективная разработка таких объектов не может быть обеспечена традиционными технологиями строительства и эксплуатации скважин и требует массированного применения новых методов нефтедобычи, способных обеспечить повышенную производительность скважин, интенсивные темпы отбора и высокую конечную нефтеотдачу при приемлемой рентабельности производства.
Все известные на сегодняшний день методы интенсификации добычи реализуют один из следующих двух (или оба одновременно) механизмов:
1. увеличение рабочего перепада давления;
2. снижение фильтрационного сопротивления.
Повышение перепада давления, очевидно, - наиболее простой и дешевый способ интенсификации добычи. В то же время его применение ограничивается физическими возможностями существующего нефтепромыслового и внутрискважинного оборудования, да и резервы по перепаду давления на практике, как правило, невелики.
Методы, снижающие фильтрационное сопротивление течению флюидов, более трудоемки, но и значительно более результативны. При этом если такие технологии, как, например, гидравлический разрыв пласта (ГРП) и физико-химические методы обработки воздействуют, в основном, лишь на при-забойную зону пласта, уменьшая ее фильтрационное сопротивление, то применение горизонтальных скважин (ГС) позволяет не только значительно снизить фильтрационное сопротивление в призабойной зоне, но и целенаправленно влиять на направления течения жидкостей в удаленном межскважин-ном пространстве пласта, увеличивая скорости фильтрации флюидов и минимизируя долю слабо дренируемых зон в общем поровом объеме пласта.
Наклонные и горизонтальные скважины, протягиваясь по продуктивному горизонту на десятки и сотни метров, соединяют друг с другом участки повышенной проницаемости, каверны и трещины, не только увеличивая скорости фильтрации в межскважинном пространстве, но и повышая степень охвата пласта процессом выработки, увеличивая конечную нефтеотдачу.
Темпы развития бурения горизонтальных скважин за рубежом очень высоки. Происходит невиданный бум применения горизонтальных скважин. Так, если более ранние планы нефтяных компаний предполагали бурение к настоящему времени до 5-6 тысяч скважин, то последующий прогноз фирмы "Пройссаг" составлял 9-10 тысяч ГС, а лишь ряд экспертов США и Канады предполагал бурение в ближайшем будущем 20-30 тысяч горизонтальных скважин с ежегодными темпами бурения до 2500 скважин [1,2, 3].
В связи с высокой стоимостью строительства горизонтальных скважин, существенно повышается значение этапа проектирования (и связанного с ней моделирования) систем разработки с их использованием. При моделировании процессов разработки невозможно ограничиться только применением стандартных пакетов программ (типа «Eclipse», «Tempest-More», «VIP», «Лаура»), осуществляющих численное решение уравнений фильтрации.
Дело в том, что, вообще говоря, существует бесконечное число вариантов разработки данного конкретного объекта, характеризующихся различными схемами размещения добывающих и нагнетательных, как вертикальных, так и горизонтальных скважин с переменными расстояниями между скважинами и длинами горизонтальных стволов, с различным положением ГС относительно кровли и подошвы продуктивного интервала и т.д. Выбор приемлемого варианта разработки требует проведения большого числа повторных многочасовых расчетов, так же, как и подбор оптимального направления и длины горизонтальных скважин. В полной мере с использованием только численных моделей, без знания аналитических зависимостей, дающих представление о степени влияния каждого из параметров данной системы разработки на уровни добычи нефти, эту программу исследований провести невозможно из-за временных ограничений.
Оптимальной является двухступенчатая процедура моделирования, когда на первой стадии с помощью аналитических моделей проводятся предварительные расчеты, позволяющие резко сократить область поиска (т.е. найти первые приближения к оптимальным значениям фильтрационных и технологических параметров) и сделать предварительную компоновку вариантов с тем, чтобы на второй стадии с помощью численных гидродинамических расчетов уточнить значения фильтрационных характеристик и сделать окончательный выбор наилучшего варианта. Таким образом, разработка аналитических методов расчета была и остается одной из актуальнейших задач подземной гидромеханики.
Отметим, что использование, наряду с численными, аналитических методов полностью соответствует принципу целостности, согласно которому при описании сложных систем нельзя ограничиваться одним классом моделей, а требуется привлечь целую иерархию моделей различной сложности.
Цель диссертационной работы - разработка и внедрение новых аналитических методов расчета показателей эффективности применения горизонтальных скважин при разработке месторождений нефти и газа.
Состояние теоретических и экспериментальных исследований
Решению задач об установившемся притоке жидкости к горизонтальным скважинам посвящен ряд теоретических и экспериментальных работ отечественных и зарубежных ученых.
Теоретические работы И.А. Парного [80, 81] и A.M. Пирвердяна [65, 82] посвящены вопросам притока жидкости к ГС бесконечной длины в бесконечных пластах конечной мощности или цилиндрической формы. Такая постановка задачи делает полученные результаты малоприменимыми на практике, не говоря уже о том, что серьезные упрощения, предложенные при решении этих задач, существенно занижают величину производительности ГС [56, 57].
Результатами теоретических исследований, проведенных П.Я. Полуба-риновой-Кочиной [83] можно пользоваться при залегании ГС в кровле пласта бесконечной мощности, что не удовлетворяется в подавляющем большинстве случаев пластово-сводовых залежей.
Задача об установившемся притоке жидкости к горизонтальным скважинам решалась также экспериментально — наибольший интерес представляет работа В.И. Щурова [84], которая проводилась на электролитической модели. В формулу Дюшои вводилось дополнительное слагаемое С, которое характеризовало величину гидродинамического совершенства вертикальной или горизонтальной скважины. Полученные экспериментальным путем результаты были сведены в графики и таблицы - строгой аналитической зависимости получить не удалось. Основной недостаток работы [84] заключается в сложности пользования полученными результатами - для каждого конкретного случая необходимо иметь свою таблицу или серию графиков.
В дальнейшем в исследованиях В.П. Меркулова [85, 86], Борисова Ю.П. [56, 57, 87], Табакова В.П. [48, 57, 88, 89, 90, 91, 92] были получены новые аналитические зависимости. При этом авторами были сделаны следующие довольно сильные допущения: 1. послойное движение пластовой жидкости; 2. равенство отношения дебитов вертикальных скважин к дебиту вертикальной галереи и отношения дебитов наклонных скважин к дебиту наклонной галереи. Полученные в данных работах результаты, очевидно, справедливы только для сильнослоистых пластов при отсутствии перетока между тонкими слоями. В работах [56, 57] отмечено, что по сравнению с экспериментальными результатами, полученными на электролитических моделях, они дают примерно 10%-ное занижение дебитов. Общая гидродинамическая теория притока однородной жидкости к горизонтальным скважинам ограниченной протяженности, пробуренным в изотропном горизонтальном пласте постоянной мощности, дана В.П. Пилатов-ским [93]. В силу особенностей примененного математического аппарата она может быть применена на практике только для ограниченного количества достаточно простых задач теории фильтрации. Позднее различными исследователями (Григулецкий В.Г. [94, 95, 96], Никитин Б.А. [53, 94, 95, 96, 97], Телков А.П. и Кабиров М.М. [98], Лысенко В.Д. [98, 100], Renard G.I. и Dupuy J.M [101], Joshi S.D. [102, 103, 104, 105, 106], Giger F.M. [107, 108, 109], Mukherjee H. и Economides MJ [110], Goode P.А. и Kuchuk F.J [111] и др.) на основе различных упрощенных моделей притока были получены и предложены достаточно простые аналитические выражения для оценки потенциальных дебитов одиночных ГС, расположенных в центре однородных пластов с эллиптическим, круговым и полосо-образным контурами питания. Методы получения аналитических выражений для дебита различны — метод электрогидродинамической аналогии (ЭГДА), чистое аналитическое решение, статистическая обработка экспериментальных исследований на электроинтеграторе. Все эти решения о дебите ГС получены с большей или меньшей степе нью упрощения - так, например, в работе [112, 113] аппроксимация конечными суммами приводит к строго линейной зависимости производительности ГС от длины горизонтального ствола в пласте с круговым КП, что, очевидно, приближенно описывает реальное состояние дел лишь в области малых длин горизонтальных скважин. Нельзя также согласиться с формулами для продуктивности ГС, полученными приближенно-аналитическими методами в работах [94, 95, 122, 123, 124] и характеризующимися линейной зависимостью между дебитом и отношением kv/kh вертикальной и горизонтальной проницаемостей пласта. Действительно, в этом случае при kv= 0, используя эти формулы, получим дебит ГС, равный нулю, что неверно, поскольку он вполне определен, отличен от нуля и равен дебиту галереи, дренирующей пласт толщиной, равной диамет-руГС. Обобщая, можно отметить следующие принципиальные недостатки, в _той или иной мере присущие всем этим решениям:, 1. Жесткая фиксированность формы контура питания; 2. Фиксированность положения ГС относительно контура питания; 3. Фиксированность положения ствола ГС относительно кровля и подошвы пласта; 4. Пренебрежение или нестрогий учет вертикальной анизотропии по проницаемости; 5. Наличие неизвестной погрешности, вносимой рядом принятых допущений: постоянная скорость фильтрации вдоль контура питания или вдоль горизонтальной скважины, замена трехмерной задачи фильтрации суперпозицией двух плоских задач. Рассмотрим теперь более специфические вопросы, касающиеся влияния различных геолого-технологических факторов на эффективность применения горизонтальных скважин для разработки месторождений нефти и газа.
В работе [114] решалась задача о притоке жидкости к ГС с учетом изменения забойного давления вдоль ствола скважины. Считалось, что скважи на имеет столь значительную длину, что ее оконечность не работает, а приток жидкости вдоль ствола возрастает линейно, что, конечно, является весьма сильным допущением. Заметим, что решение этой задачи в общей постановке весьма важно для расчетов показателей разработки залежи с подошвенной водой или газовой шапкой, где, как было показано выше на основе промыслового опыта, и как будет отмечено ниже, базируясь на данных теоретических расчетов, предельные безводные и безгазовые депрессии не превышают нескольких атмосфер, что сопоставимо с величиной потерь давления на гидравлическое трение при движении флюида внутри горизонтального ствола.
Задача о наиболее рациональном размещении горизонтального ствола в вертикальном разрезе пласта исследовалась многими авторами. Так, в работах [43, 58, 115, 116, 117 и др.] численным способом, а в работах [56, 57, 72, 93, 107, 118, 119 и др.] аналитическими методами анализировалось влияние положения горизонтального ствола в продуктивном разрезе однородного пласта на ее продуктивность. Показано, что смещение ствола к кровле (подошве) пласта изменяет дебит ГС на проценты. Отмечено [56, 57, 95, 96, 103, 115], что, в отличие от вертикальных скважин, дебиты ГС практически не зависят от диаметра горизонтального ствола.
Дебит галереи в вытянутом эллиптическом пласте. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в вытянутом эллиптическом пласте
Итак, формула (2.54) определяет поле скоростей в эллиптическом пласте, дренируемом произвольно расположенной вдоль его большой оси галереей.
Проанализируем теперь полученные результаты с практической точки зрения. С точки зрения проектирования разработки месторождений нефти и газа полученные решения представляют большую важность. Такие аналитические решения позволяют легко и наглядно представить картину фильтрации, возникающую в том или ином случае, оценить диапазон возможных скоростей фильтрации, выявить слабо дренируемые и потенциально застойные зоны, в случае разработки залежи нефти, проявляющей аномалии вязкости, рассчитать коэффициент охвата пласта вытеснением.
На рисунке 2.6 показаны распределения скорости фильтрации вдоль диаметра кругового пласта, параллельного симметрично расположенной и дренирующей этот пласт галерее при различных ее длинах. Из рисунка четко видно, что скорость фильтрации максимальна (в пределе - бесконечно велика) в «концевых» точках галереи.
Минимальная скорость фильтрации, очевидно, отмечается на контуре питания. Характерно, что при і 0.5RK скорость фильтрации в центре пласта практически не зависит от длины галереи.
Минимальная скорость притока жидкости непосредственно вдоль галереи наблюдается в ее центре. При этом средняя интенсивность притока, например, на 10% длины галереи вблизи ее оконечностей превышает аналогичный показатель в центральной части примерно в 3 раза. Далее, скорость фильтрации в центре галереи и ее длина связаны обратной зависимостью: с ростом длины галереи скорость снижается. Данное обстоятельство показывает безусловное преимущество по сравнению с обычными вертикальными скважинами вертикальных скважин с ГРП и горизонтальных скважин (прообразом которых является галерея) в слабосцементированных коллекторах (где велика опасность разрушения пород в призабойной зоне и выноса песка в скважину) и в естественно-трещиноватых коллекторах (где при высоких скоростях фильтрации силы инерции достаточно велики, линейный закон фильтрации Дарси может нарушаться, что приводит к потерям в добыче нефти).
Отметим кроме этого, что при длинах галереи 2 RK интенсивность притока жидкости на 2/3 всей длины галереи (по 21/3 в обе стороны от центра) практически постоянная.
На рисунках 2.7 - 2.10 представлены распределения скоростей фильтрации в круговом радиусом RK пласте, дренируемом одиночной галереей длиной, соответственно, равной 0.1RK, 0.25RK, 0.5RK И 0.75 RK- Заметим, что распределение скоростей фильтрации напоминает распределение давления в бесконечно большом пласте, дренируемом двумя добывающими скважинами, где, как известно, эквипотенциалями являются так называемые овалы Кассини.
Далее, из рисунка 2.7 ясно видно, что при полудлине галереи 0.1RK на расстоянии от нее, превышающем 2І, фильтрационный поток близок к плоско-радиальному, а линии равных скоростей представляют собой практически концентрические окружности. Это, очевидно, проявление широко известной в трубной гидравлике эмпирической закономерности, согласно которой возмущение в потоке жидкости, вызываемое посторонним телом (при условии, что геометрические размеры тела значительно меньше диаметра трубы), ощутимо на расстоянии от этого тела, не превышающем его 2-3 калибров.
На рисунках 2.11 - 2.12 показаны распределения скорости, соответственно, в направлении галереи (вдоль оси абсцисс) и перпендикулярно ей (вдоль оси ординат) при I = 0.5RK. Видно, что в центральной области пласта (-0.5 х 0.5 ) движения вдоль оси абсцисс практически отсутствует и фильтрационный поток здесь можно считать прямолинейно-параллельным.
Рисунки 2.7 - 2.12 позволяют подтвердить справедливость применения некоторых экспресс-методов расчета дебита горизонтальной скважины [170], в соответствии с которыми фильтрационный поток рассматривается как суперпозиция трех составляющих элементарных фильтрационных потоков: прямолинейно-параллельного к центральной части и двух плоскорадиальных к оконечностям горизонтальной скважины. Распределения скоростей фильтрации в пласте, дренируемом галереей (которая является прообразом ГС), представленные на данных рисунках наглядно показывают, что такой подход к моделированию притока к горизонтальной скважине вполне подходит для грубых, «прикидочных» оценок дебита средних и длинных ( 0.2RK) горизонтальных скважин.
Распределение скоростей фильтрации в вытянутом эллиптическом пласте (а = 2Ь) изображено на рисунках 2.13 - 2.18. Отметим, что в непосредственной близости от галереи картина аналогична распределению скоростей в круговом пласте. По мере удаления от галереи начинают проявляться принципиальные отличия. Так, вблизи контура питания линии равных скоростей представляют собой овалы, причем большая ось этих овалов перпендикулярна галерее и большой оси эллиптического контура питания.
Рисунки 2.19 - 2.23 отражают влияние несимметричности расположения галереи относительно контура питания на фильтрационное поле. При расчетах принималось, что левый конец галереи располагается в центре пласта (х = 0,у = 0). Из рисунков следует, что при малых длинах галереи влияние такой асимметричности на распределение скорости фильтрации жидкости в пласте незначительно. С увеличением длины галереи влияние положения ее относительно контура питания усиливается, и при Ъ асимметричность поля скоростей начинает проявляться даже в непосредственной близости от галереи.
Потенциал точечного источника в прямоугольном однородно-анизотропном пласте с четырехсторонним контуром питания
Погрешность при расчете по формуле, предложенной S.D. Joshi, составляет более 36% и обусловлена, очевидно, тем фактом, что она не учитывает ни анизотропии пласта, ни того, что концы скважины не лежат в фокусах эллипса, что указывает на ее весьма ограниченную применимость.
Как видно из небольшого примера выше, влияние различных геолого-технологических факторов на дебит горизонтальной скважины может быть достаточно большим, и исследование этого вопроса представляет насущный практический интерес.
На рисунке 2.64 приведены графики безразмерного дебита Q = Q(5)/Q(0) горизонтальной скважины в зависимости от смещения ее оси от середины эллиптического пласта по его толщине. За единицу принят дебит скважины с нулевым смещением. Расчеты выполнены для значений параметров а=1000м, Ь=500 м, h=10 м, гс=0.1 м. Концы скважины лежат в фокусах эллипса. Как следует из данного рисунка, отклонение оси скважины от середины пласта в пределах 0.2h весьма слабо влияет на продуктивность горизонтальной скважины независимо от анизотропии пласта; в пластах с низкими и средними значениями показателя вертикальной анизотропии (Х 5) проводка горизонтальной скважины со смещением относительно ее центра (в прикровельной или приподошвенной части) слабо влияет на ее продуктивность - снижение составляет менее 10% по сравнению со скважиной, проведенной по центру пласта. В более анизотропных пластах снижение продуктивности может превышать 20-30%. Таким образом, чем выше вертикальная анизотропия пласта по проницаемости, тем большие требования должны предъявляться к точности проводки ГС в пласте и тем менее эффек тивно применение ГС в пластах в подошвенной водой или газовой шапкой, где горизонтальная скважина, будучи проведенной в прикровельной или приподошвенной части пласта, существенно теряет в своей продуктивности.
На рисунке 2.65 показано влияние толщины пласта на продуктивность горизонтальной скважины при различных значениях характеристики вертикальной анизотропии. Расчеты проведены, как и в предыдущем примере, для скважины, концы которой находятся в фокусах эллиптического пласта при следующих значениях параметров: а= 1000м, Ь=500 м, Гс=0.1 м 5=0. Как и следовало ожидать, в изотропном (х = 1) пласте темп увеличения продуктивности по мере роста толщины пласта максимальный, причем в пластах толщиной до 20 м зависимость практически линейная, как для вертикальных скважин. В случае вертикально-анизотропного пласта прямолинейный участок зависимости укорачивается, притом он тем короче, чем выше характеристика вертикальной анизотропии. Следовательно, чем выше толщина пласта, тем меньше будет выигрыш в продуктивности горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной и тем меньше, чем выше вертикальная анизотропия пласта. Расчеты показывают, что в случае прямоугольного и полосо-образного пластов картина аналогичная.
Оценим теперь выигрыш в продуктивности горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной количественно. На рисунке 2.66 представлена зависимость отношения n = Qrc/QBC дебитов горизонтальной Qr и вертикальной QB скважин при дренировании квадратного в плане продуктивного пласта толщиной h=10 м и размерами 400 х 400 м (сплошные линии) и 1000 х 1000 м (пунктирные линии). Кривые 1 соответствуют изотропному пласту, а кривые 2 - пласту с характеристикой анизотропии % = 5. Скважины расположены симметрично относительно контура питания, а ось горизонтальной скважины параллельна двум его противолежащим сторонам. В расчетах принято 5 = 0, что обеспечивает максимальное значение Qrc при прочих равных условиях, и гс=0.1 м; депрессия в обоих случаях принимается равной. Дебит вертикальной скважины рассчитывался на основе подхода [161, 173], где фильтрационное сопротивление вертикальной скважины предлагается определять через фильтрационное сопротивление галереи, приняв полудлину галереи равной диаметру вертикальной скважины.
Приведенные данные свидетельствуют, что выигрыш в продуктивности растет с увеличением длины горизонтальной скважины. Существенные приросты дебита наблюдаются в области коротких (менее 50 м) и длинных скважин, приближающихся по протяженности к размерам пласта. Наиболее часто используемый в практике боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтального участка 80-120 м может обеспечить выигрыш в дебите по сравнению с вертикальной совершенной скважиной в 3-3.5 раза в малых по размерам (400x400 м) однородных пластах. Наиболее часто используемая в практике горизонтальная скважина длиной 300-500 м в самом оптимистичном варианте будет иметь продуктивность, превышающую продуктивность вертикальной скважины в 4-5 раз. С увеличением размера и характеристики анизотропии пласта, а также при расположении скважины в кровельной или подошвенной части продуктивного пласта выигрыш в дебите существенно снижается.
Численное трехмерное гидродинамическое моделирование притока к горизонтальной скважине
Газовый конденсат обнаружен в песчаниках и некоторых доломитах вана-варской и оскобинской формаций. Потенциально нефтеносными могут быть ванаварские пласты на участках, где они залегают выше водонефтяного контакта (ВНК) в южной части ЮТ месторождения. Однако запасы содержатся в карбонатах верхней части рифейского разреза, который может достигать общей мощности до 3000 м в наиболее полных разрезах.
Наилучшие рифейские коллекторы связаны с отложениями юрубченской свиты. В восточной части некоторые скважины вскрыли глинистые породы дол-гоктинской свиты. Из них получены незначительные притоки нефти или воды с пленкой нефти. Другие скважины на востоке вскрыли куюмбинскую формацию и также дали относительно слабые притоки, несмотря на то, что разрез здесь представлен практически чистыми неглинистыми карбонатами. Породы этой формации являются высокопродуктивными коллекторами к северу на Южно-Куюмбинском месторождении. Причинами такой изменчивости коллекторских свойств, по-видимому, являются различия в тектонической истории, диагенети-ческих процессах и палеотопографической обстановке.
Залежь месторождения на западе северо-западе ограничены породами фундамента. На севере барьером служит горст ЗСЗ - ВЮВ простирания (сложенный ниже горизонта Ro гранитами и продуктами их размыва). На юге ловушка контролируется круто погружающейся поверхностью Ro. Восточная граница ловушки менее выражена, но более высокое положение флюидных контактов в скважинах, пробуренных за пределами лицензионного участка в этом направлении, позволяет предположить наличие латерального барьера между ЮТ и другими месторождениями данного района. ГНК принят на абсолютной отметке -2023м, а ВНК - на -2072м.
Образование трещин и карстовые процессы являются главными факторами, определяющими формирование пористости и проницаемости пород ЮТ месторождения. С несогласием RQ связан перерыв в осадконакоплении длительностью несколько сотен миллионов лет. В течение этого периода карбонатные породы под палео-поверхностью находились в субаэральной обстановке, в них протекали интенсивные процессы карстообразования.
Связанные с поверхностью Ro диагенетические процессы вкратце можно описать следующим образом: метеорные воды мигрировали с карбонатного плато по палеодолинам. Эти воды растворяли доломиты и формировали в них пустоты и каверны. В местах выхода вод в пониженных участках палеорельефа карбонаты переотлагались, что сопровождалось интенсивной цементацией доломитовым и кремнистым цементами и перекристаллизацией пород, в результате чего происходило залечивание первичного (и частично вторичного) порового пространства.
Матрица первичного доломита очень плотная, ее пористость меньше 1%. Общая пористость составляет в среднем около 2.5% (а открытая - 1.9%). Открытая пористость связана, в основном, с трещинами и пустотами, тогда как пористость матрицы справедливо считается неэффективной. Трещины встречаются открытыми, но также и залеченными вторичным доломитом, битумом, кварцем, пиритом или глинистыми минералами. Каверны (пустоты) размером до 2 см частично или полностью заполнены кристаллическим доломитовым цементом, иногда с примесью лимонита или битума.
Доломиты претерпели интенсивные вторичные преобразования, окремне-ние и выщелачивание. Перекристаллизация более заметна в разрезах более чистых карбонатных пород. Пустоты выщелачивания размером от 2 до 3 мм (максимум до 2 см) широко распространены во всех породах. Выщелачивание особенно интенсивно проходило по стенкам трещин, которые в результате имеют характерную неровную поверхность. Местами содержание кремнистого материала доходит до 25-30% от всей массы породы. Кремнистый материал образует сгустки и слои, которые заполняют перекисталлизованный карбонатный скелет, трещины и пустоты выщелачивания. Проницаемость чаще всего составляет десятки мД, но иногда достигает сотен мД. Пониженные значения проницаемости скорее всего связаны с системой субгоризонтальных микротрещин, а высокие значения — с субвертикальными трещинами, по которым проходило выщелачивание. Пустоты и каверны, вероятно, сконцентрированы вдоль таких вертикальных трещин. По данным исследований фиксируется четко выраженная ориентация трещин в северовосточном направлении. Это направление согласуется с направлением нарушений и связанных с ними палеодолин.
Карта, характеризующая «качество» коллектора и представленная рис.4.1, основана на использовании продуктивности как индикатора. Зеленому цвету соответствуют самые высокие из измеренных дебитов, причем темно-зеленым цветом помечены скважины, в которых дебиты превышают 100 м /сут., а свет-ло-зеленым - те, в которых дебит варьирует от 50 до 100 м /сут. Другими цветами показаны последовательно все боле низкие дебиты вплоть до нулевых. Желтому соответствуют дебиты 20 - 50 м /сут, оранжевому - от 10 до 20 м /сут, красному - от 1 до 10 м /сут и голубому - меньше 1 м /сут. Примечательно, что испытания скважин проводились при очень малых депрессиях (0.3-2 МПа), ввиду чего небольшая ошибка в определении забойного давления способна привести к значительным ошибкам при расчете продуктивности. По этой причине карта «качества» коллектора базировался на значениях полученных притоков пластовых флюидов.
