Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Состояние изученности теоретических основ обоснования производительности горизонтальных скважин при» различных формах зоны дренирования для освоения нефтяных месторождений 11
1.1 Степень изученности влияния различных факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин 19
1.2 Определение производительности многоствольно-горизонтальных скважин 24
1.3 Анализ отечественного и зарубежного опыта разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин 27
Глава II. Разработка аналитических методов по определению производительности горизонтальных скважин с учетом влияния различных факторов 35
2.1 Факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин на примере нефтяной залежи Карачаганакского месторождения...
2.1.1 Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин полученные при идентичных параметрах пласта различными методами
2.1.2 Влияние толщины пласта 38
2.1.3 Влияние проницаемости и депрессии на пласт на производительность скважины 40
2.1.4 Влияние асимметричного расположения горизонтального ствола при различных параметрах анизотропии пласта 42
2.1.5 Влияние расстояние до контура питания полосообразного фрагмента залежи на производительность горизонтальной нефтяной скважины 44
2.1.6 Влияние асимметричности расположения горизонтального ствола по толщине полосообразного фрагмента залежи на производительность скважины 45
2.3 Определение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой 49
2.3.1 Метод определения Q„ &,3 Алиева З.С 50
2.3.2 Определения QH без с использованием формулы Joshi S.D 51
2.3.3 Метод определения Q„ без предложенный Giger F.M 52
2.4 Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших неоднородные многообъектные залежи 55
2.5 Метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи 59
Глава III. Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющей форму сектора 67
3.1 Анализ и состояние изученности работ по определению производительности горизонтальной скважины, вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора
3.2 Теоретические основы определения производительности горизонтальной нефтяной скважины при равномерно-веерном размещении в пласте круговой формы с учетом влияния различных геологических, технических и технологических факторов 70
3.3 Создание модели фрагментов кругового нефтяного пласта в виде сектора, вскрытого горизонтальными скважинами при их числах равных и=8, 12 и 16 единиц 73
3.4 Анализ результатов математических экспериментов по определеншо зависимостей между относительными дебитами и вскрытием горизонтальными скважинами секторов с различными емкостными и фильтрационными свойствами 88
3.5 Аналитический метод оценки производительности горизонтальной скважины, неполностью вскрывшей фрагмент залежи в виде сектора, с использованием результатов математических экспериментов и возможности использования результатов математических экспериментов для определения относительных дебитов горизонтальных скважин, вскрывших сектора с различными радиусами 93
3.6 Достоверность предлагаемого метода- определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с использованием безразмерных-кривых зависимостей относительных дебитов горизонтальных скважин от полноты вскрытия или сектора кругового'фрагмента залежи при различных числах скважин 100
3.7 Влияние расстояния между начальными участками горизонтальных стволов при их равномерном веерном размещение в центре фрагмента залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин 104
3.8 Анализ результатов математических экспериментов, полученных при изучении.влияния расстояния между начальными участками горизонтальных скважин на их производительность 111
3.9 Определение дебитов горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи в виде круга неполностью вскрывшие фрагмент в виде сектора и эксплуатируемых с различными депрессиями на пласт 112
3.10 Создание модели горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи в виде круга неполностью вскрывших фрагмент сектора и эксплуатируемых с различными депрессиями на пласт 118
3.11 Анализ результатов математических экспериментов для изучения влияния различных величин депрессий в скважинах с различными длинами дренирующих фрагмент залежи в форме сектора 121
3.12 Выводы и рекомендации 129
Заключение 132
Список использованных источников 134
- Определение производительности многоствольно-горизонтальных скважин
- Метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи
- Теоретические основы определения производительности горизонтальной нефтяной скважины при равномерно-веерном размещении в пласте круговой формы с учетом влияния различных геологических, технических и технологических факторов
- Влияние расстояния между начальными участками горизонтальных стволов при их равномерном веерном размещение в центре фрагмента залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин
Введение к работе
Актуальность темы
В большинстве случаев горизонтальные скважины бурятся без соответствующего обоснования их конструкций: длины и диаметра горизонтального ствола и фонтанных труб, его профиля в пределах продуктивного интервала, расположения ствола по толщине и относительно контуров зоны дренирования с учетом емкостных и фильтрационных свойств вскрываемых пропластков, степени загрязнения призабойной зоны, возможности обводнения скважин и образования глубоких депрессионных воронок.
Поэтому при выборе конструкции горизонтальных скважин необходимо учитывать, кроме размещения стволов и полноты вскрытия, величину депрессии на пласт, параметр анизотропии, профиль ствола в продуктивном интервале, возможность обводнения и т.д.
Конструктивные особенности горизонтальных скважин исключают возможность непосредственного использования разработанных для вертикальных скважин методов и технологий обоснования их конструкции, вскрытия пласта и размещения таких скважин по толщине.
С учетом этих особенностей и приближенности имеющихся методов в данной работе предложены новые более обоснованные методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с учетом:
і неполноты вскрытия нефтяного пласта с различными соотношениями длины и ширины фрагмента залежи.
неполноты вскрытия фрагмента залежи в виде сектора с различным числом скважин в круговом пласте.
вскрытия многослойного неоднородного по толщине нефтяного пласта с различными емкостными и фильтрационными свойствами пропластков горизонтальным стволом.
возможности обводнения горизонтальных скважин подошвенной водой и определения безводного дебита таких скважин наиболее известными в литературе методами.
ш на базе выполнения научных исследований разработаны рекомендации для практического применения при обоснования конструкции, расположения и профиля горизонтальных стволов при их индивидуальном и кустовом размещении на структуре.
К настоящему времени практически отсутствуют аналитические методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывших фрагмент нефтяной залежи в форме сектора. В реальных условиях секторная форма зоны,
дренируемой горизонтальной скважиной, имеет место прн освоении шельфовых месторождений системой горизонтальных скважин с веерным их расположением вокруг платформы. На месторождениях, находящихся на материке, также применяется веерное расположение горизонтальных скважин, но с меньшим их числом. Отсутствие простых расчетных формул связано с геометрической формой зоны дренирования и взаимодействием скважин при секторной форме удельной площади, приходящейся на долю каждой горизонтальной скважины. На практике, когда отсутствует информация о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов необходимая для создания геолого-математической модели залежи и освоения ресурсов углеводородов системой горизонтальных скважин дренирующих фрагменты залежи различной формы возникает потребность в оперативной оценке их ожидаемых производительностей.
Цель работы Цель диссертационной работы заключается в разработке методов определения производительности путем создании геолого-математической модели фрагмента нефтяной залежи полосообразной и секторной формы с различными емкостными и фильтрационными свойствами, вскрытой частично и полностью горизонтальной скважиной.
Задачи исследований
-
Анализ имеющихся приближенных методов определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и сравнение полученных результатов расчетов дебита этими методами на примере нефтяного объекта Карачаганакского месторождения.
-
Определение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой.
-
Разработка метода определение текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи.
-
Разработка методов определение дебитов горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи круговой формы, неполностью вскрывших элемент этого фрагмента в виде сектора и эксплуатируемых с одинаковыми и различными депрессиями на пласт.
-
Установление влияния расстояния входа горизонтальных стволов в продуктивный пласт при их равномерном Ееерном размещение в центре фрагмента нефтяной залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин.
Научная новизна
Разработаны рекомендации по обоснованию производительности горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших полосообразные фрагменты нефтяного пласта, с учетом влияния: параметра анизотропии, скин-эффскта, длины и диаметра горизонтального ствола, полноты вскрытия дренируемой зоны.
Предложен метод определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывающих полосообразные фрагменты пласта с различным соотношением его длины и ширины.
Предложен метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи.
Разработан графоаналитический метод определения производительности горизонтальной скважины вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора, путем использования зависимостей Qr = Ся<.лш/Счсм от Lr = Lllenol/Lm;l с различными емкостными и фильтрационными свойствами.
Установлено влияние неидентичности депрессии на пласт в горизонтальных скважинах с равномерно-веерным размещением в фрагменте пласта круговой формы.
Установлено влияние расстояния входа в пласт горизонтального ствола от центра фрагмента нефтяной залежи круговой формы на производительность горизонтальной скважины.
Методы решения поставленных задач При поставленных задачах путем геолого-математического моделирования фрагментов нефтяных месторождений полосообразной и секторной форм использованы аналитические и численный методы систем уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации.
Практическая значимость
-
Установленные закономерности влияния различных факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы, должны быть учтены при проектировании нефтяных месторождений с использованием таких скважин.
-
Разработанные в диссертации методы определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора с различными емкостными фильтрационными свойствами, необходимы при проектировании
нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин с веерным размещением.
3. Предлагаемые численные решения, полученные путем геолого-математического моделирования фрагментов нефтяных месторождений, позволяют достоверно оценить производительность горизонтальных скважин в точной постановке, с учетом их взаимодействия, нестационарности процесса фильтрации, неоднородности пласта в горизонтальном и вертикальном направлениях, влияния гравитационных и капиллярных сил, изменения забойного давления по длине ствола, свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов. В такой постановке поставленная задача изучается впервые.
Защищаемые положения
1. Приближенный метод определения производительности горизонтальных нефтяных
скважин, вскрывших полосообразный фрагмент неоднородных многообъектных нефтяных
месторождений.
-
Метод определения влияния размеров фрагмента залежи круговой формы и полноты его вскрытия на производительность горизонтальных нефтяных скважин.
-
Метод определения производительности горизонтальной нефтяной скважины при равномерно-веерном размещении в пласте круговой формы с учетом влияния расстояние от центра круга до входа ствола в продуктивный пласт.
-
Метод определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в круговом пласте с различными депрессиями на пласт в скважинах.
Апробация работы Основные результаты исследований приведенных в диссертации докладывались на следующих конференциях и семинарах:
-
На VIII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2009 г.
-
На VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г.Москва. 2010г.
-
На научных семинарах кафедры Р и ЭГГКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2010 г.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе, четыре работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы
Определение производительности многоствольно-горизонтальных скважин
История возникновения идеи применения горизонтальных скважин для повышения нефтеотдачи пластов и темпов разработки месторождений насчитывает более 50 лет. Дальнейшая эволюция этой технологии рассмотрена в работах [20], [27], [30]. При использовании горизонтальных и разветвленных горизонтальных скважин, как правило, по сравнению с вертикальными получались положительные результаты.
Начиная с конца 70-х годов, технологии разработки нефтегазовых месторождений с помощью горизонтальных скважин стали бурно развиваться как за рубежом [111], так и в России. За рубежом в настоящее время насчитывается более 60 различных фирм, осваивающих эту технологию. Одной из первых активизировала исследования фирма Elf Aquitaine в содружестве с французским институтом нефти IFP AGJP. По инициативе IFP в г. Уфе в 1980 г. был проведён советско-французский симпозиум по наклонно направленному и горизонтальному бурению. Начался второй этап применения технологий разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. В начале 90-х годов в России было пробурено десятки горизонтальных скважин и из введенных в эксплуатацию таких скважин было добыто 180 тыс. тонн нефти.
Дебиты скважин, имеющих горизонтальные окончания большой протяжённости, значительно возросли. На некоторых месторождениях запасы нефти, которые ранее считались неизвлекаемыми, в настоящее время могут вырабатываться в промышленных масштабах; повысилась эффективность многих «старых» методов воздействия на пласт, значительно улучшилось большинство показателей разработки. Анализу состояния бурения и эксплуатации горизонтальных скважин в нефтегазодобыче посвящен ряд работ, в частности [32], [33].
За последнее десятилетие технология разработки месторождений с применением горизонтальных скважин опробована во. многих нефтегазодобывающих регионах. 1988 год является началом нового этапа активных работ в области бурения и разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами в Башкортостане (АНК «Башнефть»). По утвержденным в ЦКР проектным документам пробурено более 50 горизонтальных скважин на Михайловском, Татышлинском, Лемезинском, Усень-Ивановском, Югомаш-Максимовском, Старцевском, Балкановском месторождениях и на опытных участках Арланского месторождения [59]. Опыт разработки залежей нефти с применением горизонтальных скважин показал их эффективность. Стоимость горизонтальных скважин превышала стоимость, вертикальных в 1,4 - 2,5 раза, а продуктивность в 1,5 - 6 раз. Применяемые в Башкортостане технологии бурения позволяют успешно прокладывать горизонтальные стволы в продуктивных пластах толщиной 3 - 4 метра [13, 36].
Освоение горизонтальных технологий в Республике Татарстан было начато в 1976-1978 годах бурением горизонтальных скважин на турнейских отложениях Сиреневского и Тавельского месторождений [31, 57]. В 1991-1995 годах институтом ТатНИПИнефть составлено более 20 проектных документов на разработку месторождений с применением горизонтальных скважин, согласно которым предстояло пробурить 1200 скважин или 40% от общего числа скважин. Глубины залегания продуктивных пластов, вскрытых горизонтальными скважинами, составили 829 — 1728 м, а вскрываемые толщины 4 — 40 м.
В ОАО «Удмуртнефть» разработка месторождений с применением горизонтальных скважин согласно [45] ведется с 1992 г. Первая горизонтальная скважина пробурена на Мишкинском месторождении, плановое опытно-промышленное бурение горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть» начато в 1994 г. Наибольшая эффективность достигнута на Мишкинском месторождении. Выполненными технико-экономическими расчётами подтверждена высокая технологическая и экономическая эффективность горизонтальных скважин на этом месторождении. Дополнительная добыча нефти оценивается в 1,5 млн. тонн, увеличение КИН - на 2,9 %. Положительные результаты получены при бурении горизонтальных скважин на Гремихинском месторождении, залежи которого характеризуются вязкими и высоковязкими нефтями [46].
Метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи
При разработке нефтяных месторождений вертикальными скважинами плотность сетки и число таких скважины устанавливаются без ориентации на сохранение постоянной годовой добычи нефти, как это делается при освоении газовых и газоконденсатных залежей. Следует подчеркнуть, что как правило, пластовое давление в процессе разработки нефтяных месторождений практически не снижается, так как разработка в основном осуществляется с поддержанием пластового давления и поэтому снижение дебита нефти в основном происходит в результате обводнения: скважины закачиваемой водой. Однако, на территории Российской Федерации имеются тысячи мелких нефтяных месторождений, в которых число скважин не может быть более З-Ї-5 единиц. В противном случае разработка месторождения оказывается нерентабельный. Такие месторождения, как правило, разрабатываются на истощение, т.е в процессе отбора нефти происходит снижение пластового давления из-за отсутствия поддержания давления путем бурения нагнетательных скважин. Очень часто на таких месторождениях ограничены их размеры из-за которых размещение нагнетательных скважин становится не оптимальным.
В случае, когда мелкие нефтяные месторождения- и оторочки разрабатываются- горизонтальными скважинами существует возможность сохранить дебит нефти и депрессии на пласт на начальном уровне в условиях снижения пластового давления и изменение реальных свойств пористой среды и насыщающей ее нефти.
В работе [4] проанализированы методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и ограничивающие условия применимости этих методов. Показано, что наиболее пригодными среди этих методов являются методы, предложенные в работах [1]и[110].
Согласно работе [4] дебит горизонтальной нефтяной скважины с приемлемой для практики точностью может быть определен по формуле: где к — проницаемость пласта в рассматриваемом случае допускается, что приток нефти к горизонтальному стволу происходит плоско - радиальный перпендикулярный к стволу и только в пределах диаметра ствола плоский к нему в горизонтальном направлении. Поэтому было бы справедливым, если пласт анизотропный и его проницаемость в вертикальном направлении кв отличается от проницаемости в горизонтальном направлении, то в формуле (2.18) использовать значение вертикальной проницаемости кв. Теоретически при создании значительных депрессий на пласт и в процессе снижения пластового давления происходит снижение пористости и проницаемости пласта. Однако, эти изменения в большинстве случае незначительны и поэтому изменения проницаемости к от создаваемой депрессии и снижения пластового давления т.е изменение к=АЫР,Рплмс ) в данной работе не учитывается. Достоверную производительность горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей анизотропный пласт, можно определить путем замены формулу (2.18) следующей зависимостью: где v - параметр анизотропии, определяемый из равенства: У=[АГ ДГ]0,5, кв, кг - коэффициенты проницаемости- в вертикальном и горизонтальном направлениях; Lr - длина горизонтального участка ствола с радиусом Rc; АР — депрессия на пласт равная АР=РК-Р3, Рк, Р3 — соответственно давления на контуре зоны дренирования и на забое скважины.
Следует отметить, что все методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, проанализированные в работе [4], справедливы только при постоянном забойном давлении по длине горизонтального стола, т.е при P3=const, цн — коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; Вн - объемный коэффициент нефти т.е отношение объема нефти в пластовых условиях к объему при стандартных условиях; hj - толщина пласта, определяемая для принятой расчетной схемы задачи из равенства: hj=h/h2-Rc, если ствол скважины расположен симметрично rav толщине пласта; RK - расстояние до границы зоны дренируемой скважиной.
Методы, предложенные в работах [4] и [ПО], позволяют сравнительно достоверно определить дебит нефти при полном вскрытии полосообразного пласта горизонтальным стволом (см. рис. 2.13).
Теоретические основы определения производительности горизонтальной нефтяной скважины при равномерно-веерном размещении в пласте круговой формы с учетом влияния различных геологических, технических и технологических факторов
Зона дренирования горизонтальной скважины залежи в форме сектора имеет место при освоении шельфовых месторождений с использованием платформ и на материковых залежах, когда бурение осуществляется из бурового станка без изменения его местонахождения при бурении скважин с разными направлениями горизонтальных стволов. Так, например, при создании ПХГ на истощенном газоконденсатном месторождении Кущевское с буровой установки с постоянным месторасположением пробурены шесть горизонтальных стволов в различных направлениях. При этом углы секторов и длина горизонтальных стволов выбраны неидентичными (см. рис. 3.1).
В настоящее время имеется весьма приближенная методика определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших полностью фрагмент нефтяной залежи в форме сектора при одинаковы углах этих секторов, конструкциях горизонтальных стволов и депрессиях на пласт. Простые расчетные методы с приемлемой точностью для определения дебита нефти горизонтальной скважин, неполностью вскрывшей фрагмент в виде сектора, даже при их идентичных конструкциях и режимах эксплуатации не разработаны.
Однако, определение производительности горизонтальных скважин с веерным расположением, в особенности при освоении шельфовых месторождений, становится необходимостью.
Определению производительности горизонтальных нефтяных и газовых скважин, дренирующих фрагмент залежи секторной формы, посвящено ограниченное число научно-исследовательских работ.
Приближенный метод оценки производительности горизонтальных скважин, вскрывших фрагмент залежи в секторной форме, приведенный в работе [56], базируется на методике, разработанной в работе [20] для нефтяных горизонтальных скважин равномерно расположенных на одном ярусе и полностью вскрывающих однородную круговую залежь- с одинаковыми депрессиями на пласт и конструкциями горизонтальных стволов. Практически все работы, посвященные производительности горизонтальных нефтяных и газовых скважин, допускают, что зона дренируемая этими скважинами имеет круговую форму и углы секторов, приходящие на каждую скважину, идентичны. При этом они полностью вскрывают сектор. Для фрагмента залежи круговой формы, дренируемой горизонтальными скважинами с веерным расположением, приближенные методы определения их производительности рекомендованы в работах [20], [78], [79], [56] и др. Позднее в работе [15] эти методы были использованы для горизонтальных газовых скважин с веерным расположением на одном ярусе путем замены давления в формулах, полученных для несжимаемой жидкости, потенциальной функцией. Согласно работы [20], дебит одной из «и» горизонтальных нефтяных скважин с равномерном веерным расположением в центре круговой залежи можно определить по формуле: где h — толщина пласта; k - проницаемость; Рк, Р3 — пластовое и забойное давления; Як,сек - радиус сектора, дренируемого горизонтальной скважиной; Lr - длина горизонтального участка ствола; п — число горизонтальных скважин, дренирующих фрагмент залежи круговой формы; Rc — радиус скважины.
Отсутствие простых и сравнительно точных методов определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших частично фрагмент секторной формы, обусловливает необходимость решения этой задачи численными методом путем создания геолого-математической модели
фрагмента нефтяной залежи секторной формы с различными емкостными и фильтрационными свойствами и вскрытой частично и полностью горизонтальной скважиной. Такая работа была выполнена на моделях фрагментов нефтяной залежи секторной формы при углах сектора а=45, 30 и 22,5 (см. рис. 3.2), его радиусах RKceK=3000 м и RKCeK=6000 м; проницаемостях фрагмента =10, 50, и 250 мД и длинах горизонтального ствола LT равных г= к.сек- вхск) (полное вскрытие сектора); L = Lr/RKceK — Явхо г::0,734; L = Lr/RKceK — =0,467; L = Lr/RKceK — Я =0,267. По полученному при этом дебиту для постоянной величины депрессии на пласт, в зависимости от относительного вскрытия сектора горизонтальным стволом L = Lri/RKceK — Rgxod, определяется относительный дебит скважины QH - QH(LritenQJ/QH(LnoJl = RKCeK) и строится графическая зависимость QH от L.
Влияние расстояния между начальными участками горизонтальных стволов при их равномерном веерном размещение в центре фрагмента залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин
Для установления закономерности изменения дебита горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтеносного пласта в форме сектора в зависимости от длины горизонтального участка ствола радиуса сектора, числа скважин «w» с веерным расположением на дренируемом ими круговом пласте, в данной работе использована; система уравнениш многомерной, многофазной;, многокомпонентной нестационарной фильтрации в; неоднородной и анизотропной пористой» среде с учетом? изменения ее емкостных и фильтрационных свойств-от давления взаимодействия фаз, фазовых переходов -. и их влияния на фазовые проницаемости давления по длине горизонтального ствола, капиллярных и гравитационных сил и др. факторов имеющая вид:
В работах [1], [3], [4], [5], [6] и др. рассматривались задачи о притоке газа и нефти к модели фрагмента полосообразной залежи. Однако, в точной постановке решение для определения производительности «л» горизонтальных скважин на одном ярусе, частично или полностью вскрывших сектор кругового нефтеносного пласта, к настоящему времени не получено. Достоверное определение производительности скважин с таким размещением и такой формой зоны дренирования при освоении .шельфовых месторождений с использованием платформ является весьма актуальной задачей. Такая задача с выдачей рекомендаций о производительности горизонтальных скважин, вскрывших четверть кругового пласта полностью или частично, решена в данной работе путем создания геолого-математических моделей четверти- залежи круговое формы, дренируемой горизонтальными скважинами.
Для получения определенной закономерности между производительностью горизонтальных скважин и относительным вскрытием сектора в данной работе изучено влияние: длины горизонтального ствола Lr, т.е. полноты вскрытия сектора на производительность горизонтальных нефтяных скважин; - величины радиуса контура сектора Як.сек; - числа горизонтальных скважин «п» на изучаемые закономерности и на интенсивность их изменения во времени; - проницаемости пластов; - степени загрязнения призабойной зоны, т.е. величины скин-эффекта; - величины депрессии на пласт на изучаемые зависимости при вскрытии горизонтальным стволом сектора кругового пласта. Основная цель проведения математических экспериментов заключалась в получении универсальных зависимостей в безразмерных единицах между Qv = Qnenon/Qnon (L - Lr/RKXeK). Поэтому для каждого значения толщины пласта, его проницаемости, скин-эффекта, параметра анизотропии и создаваемой депрессии на пласт, радиуса контура зоны дренирования математические эксперименты проводились для 4-х длин горизонтального ствола при радиусах секторов RKCeK=3000 м и RKceK=6QQ0 м. В частности, математические эксперименты проведены при: проницаемостях фрагментов секторов - А=10, 50,! и 250 мД; параметре анизотропии v=[keep/kTop] =0,1; скин-эффектах — SK=0; 15 и 30; углах сектора между горизонтальными стволами - а=45, 30 и 22,5; длинах горизонтальных стволов — Lr=RKceKi т.е. Z,r=3000 м и г=6000 м для принятых значений Кк.аж=3000 M И Lruenan=2200, 1400 и 800 м и для RKCe=6000 м при длинах Lrjienojf=4400, 2800 и 1600 м. Круговой пласт, имеющий толщину h=56 м, при моделировании был условно разделен на 7 пропластков с одинаковыми толщинами hj.j = 8 м. Изучаемый сектор, состоящий из семи одинаковых пропластков по 8 метров, принимался однородным, имеющим одну из проницаемостей, приведенных выше.
Рассматриваемая задача по определению производительности горизонтальной нефтяной скважины, вскрывающей сектор пласта круговой формы, решалась при заданной постоянной депрессии на пласт. Однако, как было отмечено выше, из-за более существенного взаимодействия скважин при их веерном размещении она является не менее значимой для достоверного прогнозирования дебита нефти в процессе разработки. Такая необходимость обусловлена образованием глубокой депрессионной воронки на начальных участках горизонтальных стволов и ее влиянием на интенсивность изменения дебитов скважин во времени.
С позиции решения гидродинамической задачи по изучению влияния формы зоны дренирования в виде сектора на производительность горизонтальных скважин с веерным расположением достаточно соблюдать условия стабилизации забойного давления и дебита на выбранном режиме работы скважин. В данной работе рассмотрены варианты, когда во всех скважинах величины депрессии на пласт, длины и диаметра горизонтального участка ствола приняты одинаковыми или различные. Распределение давления по длине горизонтального участка при различных длинах этого участка будет различным. Процесс стабилизации после пуска скважин закончится только по достижении границ между стволами у контура зоны дренирования, т.е. на линии круга с радиусом RKCeK. Изменчивость расстояния между стволами от центра круга до его контура приводит к различной продолжительности процесса стабилизации при различных R (см: рис. 3.3 б) и расстояниях от торца горизонтального ствола до RKXeK.
