Файл: Повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет горизонтальных скважин на примере Мишкинского месторождения.doc

Параметры БГС сведены в табл. 11.

Таблица 11.

Параметры скважин БГС.

Скв.	Qж, т/сут	L, м	Дней в бурении	Бурение, сут/м
1447	280.75	212	32	0.15
1558	187.48	188.5	84	0.45
1633	152.96	236	23	0.1
1385	134	130.4	70	0.54
1424	113.68	302.1	60	0.2
1429	112.67	236.5	52	0.22
1428	84.46	209.7	44	0.21
393	75.29	223.5	66	0.3
1328	74	104.5	12	0.11
1427	66.92	152.7	36	0.23
1342	66.77	134.4	41	0.3
464	64.62	138.6	35	0.25
1578	61.57	207.2	39	0.19
1357	61.03	95	18	0.19

Анализ ГС.

1. 
   У семи из восьми высокодебитных скважин длина горизонтального участка по нефтенасыщенной толщине свыше 150 м (скв. 443 L = 236 м, 412, 422, 430 L ≥ 175 м), когда у низкодебитных – L ≤ 150 м (скв. 419 L = 91,5 м).
   
2. 
   Забойные давления по всем скважинам находятся в пределах 9 – 10 МПа. У высокодебитных скважин (скв. 412, 422, 436, 443, 445) Pпл ≈ 15 МПа, у низкодебитных – до 12 МПа (скв. 388, 419, 451).
   
3. 
   Все высокодебитные скважины имеют h ≥ 10 м, в отличие от низкодебитных скважин. По двум скважинам (389, 419) эффективная толщина не превышает 2 м.
   

---

Таблица 12.

Параметры горизонтальных скважин.

Скв.	Qж, т/сут	L, м	Эфф. нефтен. толщина, м
436	77.93	71.5	13.8
422	74	181	26.6
412	57.6	192	1.2
462	55.95	150	1.4
430	55.67	175	11.3
445	46.03	166	7.1
443	44.5	236	4.1

Итак, складывается картина, в которой определяющими факторами на дебиты ГС и скважин с БГС являются:

1. 
   Длина горизонтального участка;
   
2. 
   Поддержание оптимальной депрессии;
   
3. 
   Эффективная нефтенасыщенная толщина;
   
4. 
   Длительность бурения горизонтального участка.
   
5. 
   Вовлечение всей длины скважины, находящейся в эффективных толщинах, в работу известными методами освоения и обработки ПЗП.
   

---

2.4. Проектирование и расчет горизонтальных скважин на Мишкинском месторождении.

Общие сведения о модели

Трехмерная геологическая модель явилась основой для гидродинамического моделирования горизонтальных скважин (ГС, БГС и РВ) на турнейском ярусе. Выбор методики создания фильтрационной модели обосновывался, исходя из степени изученности месторождения, геологического строения пластов, типа и размеров залежей, физико-химических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов, неоднородности, режима эксплуатации объекта разработки /13/.

При построении гидродинамической модели использовался пакет программ расчетного комплекса ECLIPSE-100 фирмы GeoQuest Schlumberger /14/. Он позволяет:

- создавать трехфазные трехмерные модели нефти;

учитывать влияние капиллярных и гравитационных сил, сжимаемости пласта и пластовых жидкостей на процесс фильтрации;

- с достаточной степенью точности моделировать сложнопостроенные в структурном плане залежи, приуроченные к различным типам коллекторов;

- учитывать порядок разбуривания залежи, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию и др.;

- позволяет выполнить адаптацию модели на основе воспроизведения истории разработки месторождения.

Программный комплекс осуществляет решение системы уравнений, описывающих фильтрацию пластовых флюидов и закачиваемых агентов в пласте с учетом их взаимодействия с поверхностью породы, межфазовых явлений и фазовых переходов, на разностной сетке размером до нескольких сотен тысяч узлов и числом скважин до 1000 и более. Также предусмотрены различные режимы работы добывающих и нагнетательных скважин, которые в процессе разработки объектов изменяются. На добывающих и нагнетательных скважинах могут быть заданы ограничения на забойные и устьевые давления, суммарный отбор (закачку) жидкости, дебиты нефти, воды и газа, что позволяет управлять работой как выделенных групп, так и отдельных скважин. В добывающих скважинах могут быть заданы технологические и экономические ограничения (предельная

---

обводненность продукции, предельный рентабельный дебит), при достижении которых скважина автоматически останавливается.

Программный комплекс включает средства для управления поведением групп скважин и месторождения в целом, имеется возможность обеспечить:

- установленную суммарную добычу (нефти, воды, газа или жидкости) и закачку вытесняющей жидкости;

- фиксированное пластовое давление;

- определенный уровень компенсации отбора закачкой.

В ECLIPSE-100 отсутствуют какие-либо ограничения на расположение ячеек, вскрываемых одной скважиной, что делает возможным моделирование наклонных и горизонтальных скважин.

Исходные данные для построения цифровой фильтрационной модели

- данные, полученные из геолого-математической модели;

- аналитические (лабораторные) данные по PVT свойствам пластовых флюидов и ФЕС коллекторов;

- данные о пластовой водонапорной системе;

-промысловые данные по скважинам.

Проектирование

Критерии выбора объекта:

Объект бурения ГС, БГС или РВ необходимо подобрать таким образом, чтобы он соответствовал следующим требованиям:

1. 
   Наличие возможности сравнения показателей БГС и РВ в одинаковых условиях.
   
2. 
   Эффективная нефтенасыщенная толщина должна быть не менее трех метров.
   
3. 
   Технологические критерии:
   

- расположением невыработанных и слабо дренируемых зон пласта;

- степенью выработанности запасов;

- дебитами скважин на перспективных участках залежи;

- обводненностью продукции.

В
ыбор объекта осуществляется по остаточной нефтенасыщенности турнейской залежи нефти (рис. 3).

К арта остаточной нефтенасыщенности турнейского яруса

Р
2

3
ис. 3.

На карте (см. рис. 3) отмечены три участка, на которых предлагается проведение зарезки БГС и РВ. На рис. 4, 5, 6 каждый объект представлен отдельно.

---

О
бъект 1.

Р ис. 4.

О

бъект 2.
Объект 3.

Рис. 5. Рис. 6.

По всем скважинам есть возможность проведения горизонтального ствола как минимум по двум ячейкам в вертикальном направлении, когда толщина ячейки составляет 2,5 – 2,9 м. Тем самым все скважины удовлетворяют требованию по эффективной нефтенасыщенной толщине (не менее трех метров).

В результате первоначально подобрали восемь скважин, параметры которых представлены в табл. 13.

Таблица 13.

Параметры выбранных скважин

объект	скважина	дебит жидкости, т/сут	дебит нефти, т/сут	обводненность, %
1	300	15	7	54
	360	12	6	52
	375	8.8	2.1	76
	377	21	5	73
	1306	40	4	88
2	1379	74	0.6	98
3	1363	1.7	0.7	62

---