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

В основу обработки прямолинейных индикаторных линий горизонтальных скважин, несовершенных по степени вскрытия, положена упрощенная формула В.С. Евченко

(5.1)

(5.2)

, (5.3)

где q_г, К_г – дебит горизонтальной скважины, проницаемость пласта;

St_г – скин-фактор горизонтальной скважины;

R_к – условный радиус контура питания;

b – положение горизонтального ствола относительно толщины пласта.

Для перфорированной обсадной колонны:

(5.4)

(5.5)

где l_o – длина перфорированного канала радиуса r_o;

m - число каналов на погонный метр;

 - коэффициент анизотропии пласта

Sd – фильтрационное сопротивление по характеру вскрытия.

Задается радиус условного контура питания R_к и вычисляется гидропроводность пласта:

(5.6)

По известной вскрытой эффективной толщине пласта h_эф и вязкости нефти , определяется проницаемость К_г.
Метод исследования скважин при установившихся режимах фильтрации (или метод установившихся отборов) предназначен для определения коэффициента продуктивности скважины и условий фильтрации жидкости в пласте.

Пример расчета гидродинамических параметров пласта по методу Евченко В.С.

Дано		СИ
Рпл=	17,5 МПа	1МПа=1 000 000 Па
Рзаб=	14 Мпа	1МПа=1 000 000 Па
м=	1,12 мПа/сек	1 мПа/сек=0,001Па/сек
Вн=	1,2	д.ед
Rк=	400	м
Кх=	443мД	1мД=10^-15м2
Ку=	48 мД	1мД=10^-15м2
h=	6	м
Кпрод=	61,6	м3/сут*МПа
l0=	0,3
r0=	0,005
m=	20
b=	4

---

Qм3/сут	Pпл, Па	Рзаб, Па
0	17500000	0
100	17500000	15876623,38
150	17500000	15064935,06
200	17500000	14253246,75
250	17500000	13441558,44
300	17500000	12629870,13
350	17500000	11818181,82
450	17500000	10194805,19
500	17500000	9383116,883
550	17500000	8571428,571
600	17500000	7759740,26

1) По результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах построить индикаторную линию (график зависимости Q от dP)




К_прод = Q₂ ‑ Q₁/P₂ ‑ P₁ = (450- 200) / (8 929 000-3 247 000) = 0,0000616 м₃/сут*Па
2) Определяем фильтрационное сопротивление по характеру вскрытия





3) Определяем приведенный радиус скважины для перфорированной колонны



4) Определяем скин-фактор горизонтальной скважины, согласно условия, относительно параметра b



5) Определяем гидропроводность пласта



6) Определяем коэффициент проницаемости

---

Вывод. Интерпретация данных ГДИС скважин с горизонтальным окончанием можно вычислить гидропроводность, проницаемость, скин-фактор призабойной зоны

Контрольные вопросы

1. Основные факторы определяющие успешность проведения ПГИ в скважинах с горизонтальным окончанием (профиль скважины, оборудование заканчивания горизонтального участка, приток, состояние призабойной зоны скважины).

2. Оборудование, используемое при проведении ПГИ в ГС (перечислить, средства доставки, спускаемые приборы).

3. Параметры, определяемые по результатам ПГИ нефтяных и газовых скважинах.

4. Задачи гидродинамических методов исследования горизонтальных скважин.

Тема 6. Дебит горизонтальной скважины с трещинами ГРП, расположенной в анизотропном, полосообразном пласте.

В зависимости от взаимной ориентации траектории проводки горизонтального ствола и направления минимального горизонтального напряжения породы пласта (либо плоскости уже созданной этими напряжениями системы микротрещин) возможны два крайних варианта расположения системы создаваемых трещин и горизонтального участка скважины:

‑ если горизонтальный участок скважины пробурен перпендикулярно к минимальному горизонтальному напряжению породы продуктивного интервала, будет образована система продольных по отношению к стволу скважины трещин, вскрывающих однородный пласт от кровли до подошвы и при глубокопроникающем гидроразрыве сливающихся между собой (рис.6.1). В этом случае фильтрационное поле будет представлять собой одномерный приток жидкости к совершенной галерее с потенциалом скорости _с, отстоящей от прямолинейного контура питания с потенциалом скорости _k на расстояние L.



Рисунок 6.1 – Развитие трещины гидроразрыва вдоль ствола ГС

‑ если горизонтальный ствол пробурен в том же направлении, что и минимальное горизонтальное напряжение породы в пласте, по завершении работ по гидроразрыву будет создана система вертикальных плоскостей-стоков, вскрывающих объект от кровли до подошвы, с расположенным по нормали к ним горизонтальным участком скважины (рис. 6.2);

---

Рисунок 6.2 - Развитие трещины гидроразрыва перпендикулярно стволу ГС
Дебит горизонтальной скважины с поперечными трещинами ГРП, расположенной в анизотропном, полосообразном пласте (по методу М.М. Кабирова)

Допускается, что ГС проходит через полосообразную залежь, длина горизонтального ствола равняется ширине залежи b, вдоль горизонтального ствола создано n вертикальных трещин, средняя длина вертикальной трещины L_f, средняя ширина С, проницаемость пласта k (рис. 6.3). Сначала жидкость фильтруется к трещинам, а затем по ним к горизонтальному стволу скважины. На рисунке 6.4 показано, что i-ая вертикальная трещина проходит через горизонтальный ствол. Объем элемента (см. рис. 6.4) V_i=a·h·b_i, длина i-ой вертикальной трещины L_fi.


Рисунок 6.3 – Схема горизонтальной скважины с поперечными трещинами ГРП



Рисунок 6.4 – Схема горизонтальной скважины с поперечной трещиной ГРП

Формула для определения дебита горизонтальной скважины с поперечными трещинами ГРП:

(6.1)

где,

Q_н – дебит горизонтальной скважины, м³/с;

k_h – проницаемость пласта по горизонтали, м²;

k_f – проницаемость трещины, м²

h – толщина пласта, м;

h_f – высота трещины, м;

μ – вязкость нефти, Па∙с;

В – объемный коэффициент, д.ед.;

Р_тр, Р_з – давление на трещине и забойное давление соответственно, Па;

r_c – радиус скважины, м;

L – длина горизонтального участка скважины, м;

L_f – длина трещины, м;

а – ширина зоны отбора i-ой вертикальной трещины, м;

b – ширина полосообразного пласта, м;

с – ширина трещины ГРП, м;

---

R_к – радиус контура питания, м.

– анизотропия пласта;

. (6.2)

Решение. Дано:

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Нефтенасыщенная толщина	h	м	8
Проницаемость по горизонтали,	kh	м2	147·10-15
Проницаемость по вертикали,	kv	м2	36·10-15
Вязкость нефти	μн	Па·с	0,00098
Пластовое давление	Рпл	Па	23,1·106
Забойное давление	Рзаб	Па	16·106
Радиус горизонтального участка скважины	rc	м	0,1
Радиус контура питания	Rk	м	330
Объемный коэффициент нефти	B0	д.ед	1,2
Ширина зоны отбора i-ой вертикальной трещины	a	м	2000
Ширина полосообразного пласта	b	м	300
Ширина трещины ГРП	c	м	0,02

Изменяя занчения длины трещины, количества трещин и ширины трещины, получаем зависимость дебита:



Вывод: с увеличением ширины трещины происходит значительное увеличение дебита по логарифмическому закону

---