Файл: Методические указания По дисциплине Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ для бакалавров направления 131000. 62 Нефтегазовое дело для всех форм обучения.doc

². В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3·k_h, осредненный параметр терригенных отложений Западной Сибири, также для достоверного расчета должно выполняться условие ‑  , .



Рисунок 1.1 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения R_k. В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса (рис. 1.2), представляющий собой среднюю величину между полуосями:

(1.4)



Рисунок 1.2 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Общая формула для притока к ГС, полученная Борисовым Ю.П., имеет следующий вид:

, (1.5)

гдеJ – фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:

. (1.6)

Giger предлагает использовать формулу (1.8), где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение

(1.7)

Общая формула для притока к ГС, полученная Giger аналогична уравнениям предыдущих авторов:

. (1.8)

Все условные обозначения параметров аналогичны представленным для уравнения Joshi S.D..
Задача 1.1. Для геолого-физических условий пласта ПК₂₀ Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 1.1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Q_г по представленным методикам, сопоставить полученные результаты, определить оптимальную длину горизонтального участка по графику зависимости дебита скважины от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров для решений рассмотренных авторов.

---

Таблица 1.1

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Нефтенасыщенная толщина	h	м	5,5
Проницаемость по горизонтали, м2	kh	м2	443·10-15
Проницаемость по вертикали, м2	kv	м2	55·10-15
Вязкость нефти	μн	Па·с	0,00112
Пластовое давление	Рпл	Па	17,5·106
Забойное давление	Рзаб	Па	14,5·106
Радиус горизонтального участка скважины	rc	м	0,1
Радиус контура питания	Rk	м	300
Объемный коэффициент нефти	B0	д.ед	1,2

Решение. Задача решается следующим порядком:

1. Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения 1.3 и большую полуось эллипса дренирования (выражение 1.2):




Подставляя полученные результаты в выражение 1.1 получаем,

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).



2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П.

---

Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле 1.6:

.



Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).



3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger.

Фильтрационное сопротивление J принимать выражение (1.7)

Определяем дебит ГС:



Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).



4. Сопоставляем полученные результаты:

Автор методики	Полученное значение	Отклонение
Joshi S.D.	1481 м3/сут
Борисова Ю.П.	1667,9 м3/сут
Giger	607,9 м3/сут

5. Рассчитаем дебиты скважины для 20 значений длины горизонтального участка с шагом в 50 метров по представленным методикам и построим графическую зависимость:

L длина горизонтального участка	Дебит ГС, м3/сут (Joshi S.D.)	Дебит ГС, м3/сут (Борисова Ю.П.)	Дебит ГС, м3/сут (Giger)
50	1360,612	1647,162	1011,10254
100	1982,238	2287,564	1318,32873
150	2338,347	2628,166	1466,90284
200	2569,118	2839,562	1554,49788
250	2730,82	2983,551	1612,26295
300	2850,426	3087,939	1653,21864
350	2942,48	3167,09	1683,77018
400	3015,519	3229,168	1707,43528
450	3074,884	3279,159	1726,30646
500	3124,085	3320,28	1741,70642
550	3165,528	3354,7	1754,51226
600	3200,912	3383,933	1765,32852
650	3231,477	3409,07	1774,58546
700	3258,144	3430,915	1782,59759
750	3281,613	3450,074	1789,60019
800	3302,428	3467,016	1795,77275
850	3321,015	3482,103	1801,2546
900	3337,713	3495,624	1806,15552
950	3352,797	3507,811	1810,56322
1000	3366,489	3518,853	1814,54859

---

Рисунок 1.3 – Зависимость изменения дебита скважины от длины горизонтального участка

Выводы: По результатам расчета прогнозного дебита горизонтальной скважины по методикам Joshi S.D., Борисова Ю.П., Giger для геолого-физических условий пласта ПК₂₀ Ярайнерского месторождения следует:

‑ при незначительном отличии (формой притока в горизонтальной проекции) аналитических моделей работы горизонтальных скважин, вскрывших однородно-анизотропный пласт в середине между кровлей и подошвой, отличие расчетных дебитов достаточно большое;

‑ для условий пласта ПК₂₀ Ярайнерского месторождения были построены графические зависимости прогнозного дебита скважины от длины горизонтального участка, по результатам анализа следует, что оптимальными будут варианты в интервале L₁=150 м. Q₁=2620 м³/сут до L₂=400 м. Q₂=3230 м³/сут;

‑ полученные значения являются первыми приближенными результатами подбора оптимальной длины горизонтального участка скважины, дальнейшее обоснование строится на уточнении прогнозных значений дебитов на цифровых моделях пласта и пересчете экономики, по результатам расчета которых будет выбран наиболее рациональный вариант.

Варианты Задача №1

Вар.	№скв	Месторождение, пласт	Длина ГС, м	h нн, м	Kh, мД	Кv, мД	Вязкость, мПа*с	Рпл, МПа	Рзаб, МПа	Радиус скв, м	Rk,м
1	210Г	Ярайнерское, ПК20	850	23	443	55	1,12	17,5	14,0	0,1	470
2	333Г	Ярайнерское, АВ3	850	9	64	14	1,16	19	6,0	0,1	470
3	777Г	Ярайнерское, АВ7	400	5	145	21	1,16	19	11,0	0,1	220
4	302Г	Ярайнерское, АВ10	200	8	55	12	1,16	21,8	13,0	0,1	110
5	2046Г	Ярайнерское, БВ2	400	7	111	23	0,98	21,1	13,7	0,1	220
6	4132Г	Ярайнерское, БВ4	600	8	147	36	0,98	23,1	16,0	0,1	330
7	4100Г	Ярайнерское, БВ4-1	200	9	147	36	0,98	23,3	16,0	0,1	110
8	611Г	Ярайнерское, БВ6	500	10	158	11	0,51	24	16,0	0,1	275
9	8068Г	Ярайнерское, БВ8	700	11	96	12	0,41	24,3	5,8	0,1	385
10	600	Ярайнерское, БВ8	300	19	96	12	0,41	24,3	11,2	0,1	165
11	215Г	Ярайнерское, ПК20	250	8	443	55	1,12	17,5	15,0	0,1	470
12	334Г	Ярайнерское, АВ3	500	15	64	14	1,16	19	11,0	0,1	470
13	615Г	Ярайнерское, АВ7	350	6	145	21	1,16	19	16,0	0,1	220
14	212Г	Ярайнерское, АВ10	800	9	55	12	1,16	21,8	15,0	0,1	110
15	2146Г	Ярайнерское, БВ2	600	11	111	23	0,98	21,1	17,8	0,1	220
16	4025Г	Ярайнерское, БВ4	550	12	147	36	0,98	23,1	13,0	0,1	330
17	513Г	Ярайнерское, БВ4-1	400	8	147	36	0,98	23,3	18,0	0,1	110
18	670Г	Ярайнерское, БВ6	700	16	158	11	0,51	24	19,5	0,1	275
19	554Г	Ярайнерское, БВ8	350	18	96	12	0,41	24,3	11,34	0,1	385
20	877Г	Ярайнерское, БВ8	250	17	96	12	0,41	24,3	16,2	0,1	165
Продолжение таблицы 1.1
21	322Г	Ярайнерское, ПК20	400	22	443	55	1,12	17,5	14,9	0,1	470
22	554Г	Ярайнерское, АВ3	750	16	64	14	1,16	19	15,3	0,1	470
23	789Г	Ярайнерское, АВ7	150	10	145	21	1,16	19	12,7	0,1	220
24	356	Ярайнерское, АВ10	350	11	55	12	1,16	21,8	9,8	0,1	110
25	2475Г	Ярайнерское, БВ2	450	6	111	23	0,98	21,1	12,9	0,1	220
26	4158Г	Ярайнерское, БВ4	650	9	147	36	0,98	23,1	13,8	0,1	330
27	4087	Ярайнерское, БВ4-1	700	19	147	36	0,98	23,3	18,2	0,1	110
28	688Г	Ярайнерское, БВ6	500	21	158	11	0,51	24	14,3	0,1	275
29	8174Г	Ярайнерское, БВ8	650	8	96	12	0,41	24,3	18,6	0,1	385
30	882Г	Ярайнерское, БВ8	350	9	96	12	0,41	24,3	15,2	0,1	165

---

---