Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ióð Iððã Iâíð Iðãø 1.

(14.27)

Соответственно выражения для доли каждого этого режима будут следующими:

NB

(

S c )

p

(1 m)

Ióð

0

f

W W

1 S

;

(14.28)

W

Qí[Bt (Gýô G)]

I

N[(Bt Bt0) (G0 G) GiBgi]

;

(14.29)

ððã

Qí[Bt (Gýô G)]

Iâíð

E (Wð W)BW

;

(14.30)

Qí[Bt

(Gýô G)]

NmB

1

(

)

Iðãø

0

0

.

(14.31)

Qí[B (Gýô

G)]

При расчетах по ММБ, как указывалось выше, свойства пластовых флюидов и коллектора принимаются неизменными от термобарических условий. Это одно из существенных допущений. В одних случаях оно оправдано и принципиально не влияет на результаты расчетов. В других случаях такой подход может оказаться просто ошибочным. Поэтому технолог, использующий в качестве инженерного инструмента метод материального баланса, должен учитывать условия применения этого метода, границы его работоспособности и возможные ошибки при расчетах с тем, чтобы объективно интерпретировать полу- ченные расчетные результаты.

14.5. ОБОБЩЕННОЕ УРАВНЕНИЕ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА

Среди первых, кто применил ММБ при анализе и разработке месторождений углеводородов был Шилсюиз (1936 г.). При этом учитывались только две фазы: нефть и газ и не принималось во внимание изменение компонентного состава внутри системы.

201

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Появление компьютерной техники позволило усложнить задачи, решаемые с помощью метода материального баланса. Сначала стали учитывать летучесть нефти (Кук с соавторами, 1974 г.), затем в 1998 г. Велш предложил уравнение материального баланса, где учитывались лету- честь нефти, наличие газоконденсата и другие факторы, характеризующие пластовые флюиды. При этом автором были сделаны следующие допущения:

пласт является изотермической системой; залежь углеводородов включает четыре составляющие:

породу, воду, товарную нефть и газ в поверхностных условиях:

поровый объем залежи считается постоянным; газовые компоненты присутствуют только в нефти или

газовой фазе; компоненты товарной и летучей нефти присутствуют

только в нефтяной и газовой фазах; компонент породы присутствует только в породе; вода существует только в водной фазе;

пластовые флюиды находятся в термодинамическом равновесии;

в пласте существует градиент давления как по вертикали, так и по горизонтали.

С учетом вышеизложенного обобщенное уравнение материального баланса без внедрения воды в залежь имеет вид:

N [B0i(1 RvG0 ) (Bg RvB0 )G0 (B0 G0 Bg)]
Qí [B0 (1 RvRps ) (Rps G0 )Bg] 0,	(14.32)

ãäå N è Qí начальные запасы нефти и накопленный отбор нефти, м3 в стандартных условиях; B0i, B0 объемный коэффициент нефти при начальных и текущих условиях; Rv отношение объема летучих компонентов к величине газосодержания, м3/ì3 в стандартных условиях; G0 начальное газосодержание нефти, м3/ì3 в стандартных условиях; Bg объемный коэффициент газа; Rps суммарное накопленное газосодержание, м3/ì3 в стандартных условиях; индекс i начальные условия.

202

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Насыщенность пласта Sí как функция нефтеотдачи определяется соотношением:

			1	Qí B B	B R B
				0 g	0i v	0
S (1 S )				N			.	(14.33)
í	â			B0i(Bg RvB0)

	Согласно экспериментальным данным при давлении
насыщения для нелетучей нефти Rv				(0 60)10 6; äëÿ ëå-
тучих нефтей Rv			(60 1200)10 6;	äëÿ	газоконденсата
Rv		(120 600)10 6;	для критических		нефтей Rv
(900 2400)10 6; для сухого газа Rv				0.
	Видно, что в уравнении (14.32) не учитываются эффек-

ты от расширения газовой шапки и внедрения законтурной воды. С помощью этого уравнения можно лишь оценить запасы нефти и газа и спрогнозировать динамику добычи нефти.

В методике Велша также дается зависимость для расче- та мгновенного газового фактора R и коэффициента углеводородоотдачи :

B0krg(S0) 0

R

R

Bgkr0(S0) g

s

;

B k

(S )

0

R

1

0 rg

0

B k

(S )

g

v

g r0

0

Qã

Qí

R

N

,

G

N

ps

G

(14.34)

(14.35)

ãäå G è N начальные запасы растворенного газа и нефти;нефти. krg, kr0 относительные проницаемости для газа и Система уравнений (14.32 14.35) решается методом итерации. Она определена, так как для пяти неизвестных

( Qí, Qã, Rps, R, S0) имеется пять уравнений.

Для чисто нефтяной залежи уравнение (14.32) будет иметь вид:

203

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

N [B0i(1 RvG0 ) (Bg RvB0 )G0 (B0 G0 Bg)]

Qí [B0 (1 RvRps ) (Rps G0 )Bg] W(1 RvG0 ), (14.36)

ãäå W (W0 Wð)Bâ количество воды в пласте.

При пластовом давлении выше давления насыщения уравнение (14.32) упрощается:

N(B0i	B0) QíB0 W,			(14.37)
а начальные запасы нефти будут равны:
N V		(1 S0i)Rvi	.	(14.38)
ïîð		Bgi

Для сухого газа уравнение материального баланса запи-

сывается в виде:
BgiG BgG – QãBg W.	(14.39)

Глава 15

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Начиная с 1970-х гг. в нашей стране и в мире отмечается тенденция снижения количества открываемых крупных нефтяных месторождений. Кроме того, ухудшается категорийность открываемых запасов нефти, которые все больше относятся к трудноизвлекаемым (высоковязкие нефти, низкопроницаемые коллекторы, подгазовые и водонефтяные зоны и т.д.). Создаются природоохранные зоны вследствие расширения существующих и строительства новых городов и населенных пунктов, где не допускается бурение скважин с точки зрения безопасности жизнеобеспечения населения. И все это происходит на фоне растущего энергопотребления общества и снижения сред-

204

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

него коэффициента нефтеизвлечения, который в нашей стране существенно уменьшился и стал примерно в 1,5 раза меньше, чем в США, хотя всегда был примерно на столько же выше.

Согласно данным Международного форума «Методы повышения нефтеотдачи» (г. Лондон, 2004 г.), нефтеотда- ча пластов при первичных способах разработки составляет

âсреднем около 0,25, при вторичных (заводнение, закачка газа) 0,25 0,4, а с использованием методов увеличении нефтеотдачи, может достигать 0,3 0,7. Все это требует от нефтяной науки новых технологических решений. Оче- видно, что добыча нефти будет рентабельной до тех пор пока этот процесс будет стоить меньше суммарных затрат на электроэнергию при бурении скважин, подъеме скважинной продукции на поверхность, сборе, подготовке и транспорте. Одним из таких решений на современном этапе развития нефтяной науки является применение горизонтальных скважин (ГС).

Мировой опыт показывает, что нередко горизонтальные скважины эффективнее, вертикальных за счет следующих факторов:

более равномерного стягивания контура нефтеносности; увеличения охвата пласта как дренированием, так и вытеснением рабочим агентом вследствие обеспечения сообщаемости изолированных линз, каверн, трещин, участков

с ухудшенными фильтрационными свойствами; более высокой производительности;

более высоких безводных и безгазовых дебитов при разработке газонефтяных залежей;

Еще одним важным фактором, присущем только ГС, является возможность извлечения углеводородов из природоохранных зон и из под населенных пунктов, где применять вертикальные скважины запрещено.

Первые попытки бурения ГС были сделаны в 1920-х гг.

âÑØÀ.

Â1928 г. Е. Спенсер получил патент на инструмент для вырезания окон в обсадной колонне. В 1931 г. Д. Дапа зарегистрировал патент на забойное устройство для бурения скважин в трех отдельных направлениях. В 1939 г. Л. Ранней пробурил первую горизонтальную скважину, а также заявил, что создал многозабойную (МЗС), т.е.

205

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

скважина с несколькими ответвлениями. Однако, по-види- мому, в действительности первая МЗС и разветвленная скважины была пробурена в 1953 г. в СССР. А.М. Григоряном были разработаны теоретические вопросы строительства МЗС, а в сотрудничестве с Ю.П. Борисовым, В.П. Табаковым и В.П. Писатовским обоснованы характеристика и параметры режима течения пластового флюида в таких скважинах.

Всего в мире пробурено около 34 тыс. ГС.

Сегодня лидером в области ГС является Канада, где пробурено около 15 тыс. ГС или более 45 % мирового фонда ГС. Большинство скважин в Канаде используют для предотвращения образования конусов воды и газа. Около 40 % в карбонатных коллекторах с легкой нефтью, а около 45 % пробурено в терригенных коллекторах с высоковязкой нефтью.

В США насчитывается более 12 тыс. ГС (36 % мирового фонда ГС). И это при том, что США начали промышленное применение технологий горизонтального бурения после б. СССР и Франции. Основным объектом применения ГС в США являются сложнопостроенные карбонатные коллекторы (в шт. Техас 79 % фонда ГС, в шт. Северная Дакота 5 %, в шт. Колорадо и Вашингтон 2 %). Остальные ГС (около 14 %) пробурены на различные горизонты на Аляске, в шт. Калифорния, на побережье Мексиканского залива при разработке водоплавающих залежей, подгазовых зон для предотвращения образования конусов воды и газа. Около 90 % фонда ГС США приходится на залежи в карбонатных коллекторах, хотя на них приходится только 1/3 запасов нефти страны. В настоящее время наращивается темп бурения ГС и в терригенных коллекторах.

Бурение ГС ведут и многие другие нефтедобывающие страны Западной Европы (в основном на морских месторождениях Северного моря), Ближнем и Дальнем Востоке, в Австралии, Индонезии, России, Аргентине.

Крупным техническим достижением является строительство ГС с горизонтальным участком 11180 м на юге Аргентины компанией Pride Forasol (Франция).

Начало бурения ГС в нашей стране было положено еще в 1940-х гг. В 1941 1948 гг. Н.С. Тимофеев и К.А. Царе-

206

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вич теоретически доказали возможность увеличение дебита скважин за счет их разветвления.

Практическая реализация была связана с экспериментальными работами А.М. Григоряна и В.А. Брагина. Они создали необходимое техническое обеспечение для горизонтального бурения в 1947 г. многозабойной скв. 240 на Краснокаменском и нескольких скважин на Карташевском месторождениях в Башкирии.

На Карташевском месторождении дебит многозабойной скв. 66/45, пробуренной в 1952 г., оказался в 17 раз больше соседних вертикальных при удорожании стоимости бурения всего в 1,5 раза.

В 1957 г. на Бариславском месторождении (Предкарпатье), которое эксплуатировалось уже 43 года, было пробурено три разветвленно-горизонтальных скважины. Их дебит оказался существенно (8 100 раз) выше дебита вертикальных, составлявшим 0,05 2 т/сут. Прирост КИН от работы этих скважин за 15 лет составил 14 %.

Эффективным было применение разветвленных горизонтальных скважин и на Южно-Карском месторождении высоковязкой нефти. При этом важным результатом было увеличение дебита в 7 15 раз и более медленное их обводнение по сравнению с вертикальными.

На основании полученных результатов во ВНИИБТ была разработана технология многоствольного бурения.

Всего в 1950-е гг. было пробурено более 100 ГС, из них половина в Башкирии. В последующие годы интенсивность бурения ГС снизилась по ряду причин (отсутствие надлежащей техники и технологии проводки, несовершенство навигационной системы и др.). И только в 1970-е гг. возобновился интерес к применению ГС в нашей стране.

В настоящее время у нас ежегодно бурятся сотни ГС практически во всех нефтедобывающих регионах России. Накоплен большой опыт в проводке и эксплуатации ГС. Снизилась стоимость их бурения, которая в России всего лишь на 40 50 % выше стоимости бурения вертикальных скважин.

Все это, естественно, явилось результатом теоретиче- ских и экспериментальных исследований многих отече- ственных и зарубежных авторов. Следует отметить теоре-

207

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

тические работы И.А. Чарного и А.М. Пирвердяна о притоке жидкости к ГС бесконечной длины в бесконечных пластах конечной толщины или цилиндрической формы. При этом допускались серьезные упрощения, что снижало точность расчетов.

Общая гидродинамическая теория притока однородной жидкости к ГС ограниченной протяженности в изотропном горизонтальном пласте постоянной толщины была дана В.П. Пилатовским.

Следует также отметить вклад в развитие направления по применению ГС для добычи нефти ряда отечественных ученых, среди которых Ю.П. Борисов, В.П. Табаков, В.П. Меркулов, В.Д. Лысенко, Д. Слепцов, В.А. Горланов и др., и зарубежных: G.I. Renard, S.D. Joshi, F.M. Giger, M.J. Economides, P.A. Goode и др.

15.1. ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Существует ряд расчетных формул, полученных разными авторами для определения дебита горизонтальных скважин. Они отличаются друг от друга принятой геометрией области дренирования пласта: круг, эллипс, прямоугольник, учетом или неучетом анизотропии пласта по проницаемости. При этом не вводится ограничений на длину горизонтального участка, которая согласно теорети- ческим расчетам и данным гидродинамического моделирования должна составлять 300 400 м.

Для численного моделирования работы ГС можно использовать рабочую станцию RISC-6000, оснащенную программным обеспечением VIP фирмы Landmark. При построении трехмерной модели пласта используется пакет Strata model. Усреднение модели производится с помощью модуля Geolink. Полученная упрощенная модель передается в модуль GridGener системы моделирования VIP.

При создании расчетных формул для дебита ГС авторы использовали идеи Ю.П. Борисова и И.А. Чарного, в которых общее фильтрационное сопротивление участка нефтяного пласта со скважиной, описываемое сложными,

208

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

специальными функциями, расчленяется на части и представляется последовательностью фильтрационных сопротивлений (внешнее, внутреннее). Причем каждая составляющая фильтрационных сопротивлений выражается более простыми функциями.

Геометрия зоны дренирования пласта горизонтальной скважины (рис. 15.1) обусловливает применение различ- ных формул для определения дебитов ГС.

Рассмотрим основные формулы, используемые для рас- чета дебита ГС.

Рис. 15.1. Области дренирования:

à форма круга; á форма эллипса; â форма прямоугольника

209

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Формула Ю.П.Борисова для круговой зоной дренирования:

	qÃÑ		2 kh (ðê		ðñ)				,	(15.1)
		B	ln	4Rê	h	ln	h
							2 r
	0			L	L
							c

ãäå Â0 объемный коэффициент нефти; L расстояние от горизонтальной скважины до линии пластового давления. Обычно L ( половина расстояния между соседними рядами).

Формула S.D. Joshi для эллипсоидной зоны дренирования ГС

q 2 kh(ðê ðñ) ,

(15.2)

ÃÑ

B0R

ãäå

A

A

2

L 2

h

h

R ln

2

ln

,

0,5L

2r

L

c

2R

4 0,5

A 0,5L 0,5

0,25

ê

.

L

Здесь

kãîð

параметр

анизотропии; A половина

k

âåðò

главной оси эллипса, равного площади дренирования пла-

ñòà ÃÑ.

Формула G.R. Renard, J.M. Dupuy для эллипсоидной зоны дренирования пласта ГС

	qÃÑ	2 kh	(ðïë ðñ)				,	(15.3)
		B0 ch 1(õ)		h	ln	h
						2 r
				L
						c

ãäå x 0,5AL ; rc 12 rc.

210