Файл: Повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет горизонтальных скважин на примере Мишкинского месторождения.doc
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 282
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Экономические критерии:
-
минимизация затрат на бурение, как временных, так и финансовых; -
окупаемость вложенных средств; -
рентабельность бурения.
Размещение горизонтальных стволов в пределах уже разрабатываемых залежей осуществляется с учетом особенностей фильтрации вязких нефтей в неоднородных коллекторах. В этих условиях устанавливаются границы зоны дренирования добывающих скважин, размеры которых зависят от геологических и технологических факторов. Более достоверный прогноз может быть сделан на основании геолого-технологического моделирования.
Анализ фонда
Для оценки эффективности применения технологий вскрытия пласта скважинами с горизонтальным окончанием был выполнен анализ работы пробуренного фонда. В результате анализа планируется выявить факторы, влияющие на эффективность работы скважины.
Рассматриваемый объект – турнейский ярус. За основу выбора была принята существующая база по Мишкинскому месторождению. В результате отобраны 145 скважин (50 горизонтальных, 95 БГС).
С целью рассмотрения эффективности применения технологий вскрытия пластов горизонтальными скважинами было проведено разделение скважин по дебитам жидкости. Цель разделения скважин на группы – выделить скважины с низкими и высокими дебитами, чтобы исследовать причину аномально низких или, наоборот, аномально высоких дебитов скважин.
Скважины группировались по следующей методике:
-
Выбираются скважины ГС и БГС; -
Находится средний дебит каждой скважины в сутки; -
Находится средний суточный дебит каждой скважины за первые три месяца работы; -
Далее проводится статистический анализ полученной информации;
Методика статистического анализа.
-
Логарифмируются дебиты
x = lnQi, (1)
где Qi – дебит скважины по жидкости.
-
Находится среднее арифметическое полученных значений
, (2)где n – количество значений Qi;
-
Находится стандартное отклонение — мера того, насколько широко разбросаны точки данных относительно их среднего.
(3)-
Вычисляются значения
(4)
-
Находим крайние дебиты
(5)-
Далее выбираются скважины в диапазоне от минимального дебита до Q1 и от Q2 до максимального дебита.
Анализ скважин
Выбранные скважины будут подлежать сравнительному анализу по обширному диапазону факторов, начиная с бурения скважины (условия вскрытия продуктивного пласта), изучения геологии в районе самой скважины и соседних с ней скважин вдоль простирания горизонтального участка, близость ВНК и прочее.
В результате всестороннего изучения перечисленных факторов, по полученным данным предполагаем оптимальные условия, определяющие положение горизонтального участка, чтобы достичь максимальной выработки запасов при наивысших дебитах.
Дальнейшая задача будет заключаться в выборе объекта для бурения ГС или БГС, моделирование этих объектов, прогнозирование работы скважины и выработки запасов нефти.
Поскольку горизонтальный ствол вскрывает породы различного типа, и на продуктивность скважины существенное влияние оказывает их неоднородность, одним из важнейших факторов становится технология бурения скважины и вскрытия продуктивного пласта. Наиболее объективным показателем качества заканчивания скважин, и соответственно эффективности принятых технологических решений, является сравнительная оценка добывных возможностей скважин по результатам анализа промысловых данных об их начальных дебитах. Для сравнительной оценки начальный фактический дебит скважин с горизонтальным окончанием ствола определен как средний установившийся дебит за первые три месяца работы скважины.
В таблицах 6,7 представлен список выбранных для анализа скважин –с боковым горизонтальным стволом:
Таблица7.
Скважины БГС.
-
Скважина
Qж, т/сут
Скважина
Qж, т/сут
1447
280.75
1414
61.03
1558
187.48
1329
6.96
1633
152.96
1336
6
1385
134
1314
5.97
1424
113.68
301
5
1429
112.67
336
5
1428
84.46
1338
5
393
75.29
1333
3.94
1328
74
320
3.29
1427
66.92
1439
3.1
1342
66.77
322
2.2
464
64.62
343
2.07
1578
61.57
340
2
1357
61.03
1359
2
Таблица 8.
Горизонтальные скважины.
-
Скважина
Qж, т/сут
Скважина
Qж, т/сут
0436
77.93
0456
42.48
0422
74
0423
10.75
0412
57.6
0388
10
0462
55.95
0463
9.53
0430
55.67
0389
8.97
0445
46.03
0451
8.03
0443
44.5
0419
2.93
По выбранным скважинам выполнялся факторный анализ с целью определения параметров, в главной степени определяющих дебит скважины. Как известно дебит горизонтальной скважины можно приблизительно оценить по формуле Joshi S /14/:
где
(6)есть большая полуось эллипса, равновеликого по площади кругу с радиусом дренирования Rк.
Таким образом, дебит горизонтальной скважины зависит от проницаемости K, эффективной нефтенасыщенной толщины h, вязкости нефти µ, разности пластового Pk и забойного Pc давлений, длины горизонтального участка L, радиуса контура питания Rk, и радиуса скважины rc.
Следующие параметры можно считать равными:
- вязкость нефти принимается по объекту µ = 73,2 мПа·с;
- радиус скважины rc = 0,096 м;
- радиус контура питания меняется незначительно в пределах от 125 м до 186 м.
Таким образом, осталось четыре определяющих параметра, из которых один – проницаемость, определяется косвенным путем по эмпирической зависимости (по результатам анализа керна):
, мкм2 (7)Теснота связи такой зависимости довольно низка, теоретическая связь пористости и проницаемости в карбонатах не существует. Оперируя тремя определяющими параметрами (ΔP, L и h), получили сходимость результатов расчетных и фактических параметров (табл. 9,10).
Таблица 9.
Сопоставление расчетных и фактических дебитов БГС.
-
Скважина
Длина горизонтального ствола,м
Пластовое давление, МПа
Забойное давление, МПа
Эфф нефтен. толщина, м
Расчетный qж, м3/сут
Фактический qж, м3/сут
1447
212
14.2
6.9
13.2
151
280.75
1558
188.5
14
6
12.7
110
187.48
1633
236
18
6
11
87
152.96
1385
93
16.3
5.9
7.1
64
134
1424
302.1
15.2
6.2
6.9
57.7
113.68
1428
209.7
15.7
6.1
8.4
56.8
84.46
393
223.5
15
8
8.2
57.3
75.29
1328
104.5
16.2
12.2
20
31.8
74
1427
152.7
15.4
6.2
2.5
14.2
66.92
1342
134.4
15.9
7.4
3.4
6.8
66.77
464
138.6
14
7
6.8
26.7
64.62
1578
207.2
12
6
13.1
65.7
61.57
1357
95
16.2
7.9
5.9
22.9
61.03
Таблица 10.
Сопоставление расчетных и фактических дебитов горизонтальных скважин.
-
Скважина
Длина горизонтального ствола,м
Пластовое давление, МПа
Забойное давление, МПа
Эфф нефтен. толщина, м
Расчетный qж, м3/сут
Фактический qж, м3/сут
436
71.5
14.2
6
13.8
38.0
77.93
422
181
12.5
7.1
26.6
78.4
74
412
192
14.6
6
1.2
4.8
57.6
462
150
12
6
1.4
5.2
55.95
430
175
13.4
6
11.3
50.3
55.67
445
166
15.2
6.4
7.1
38.8
46.03
443
236
13.3
6
4.1
24.6
44.5
Анализ БГС.
-
У 15 высокодебитных скважин длина горизонтального ствола по нефтенасыщенной толщине больше 100 м (исключение скв. 1357 – 95 м), причем в 9 случаях длина составляет около 200 м (длина гор.участка скв. 1424 составляет 302,1 м), когда в низкодебитных скважинах длина составляет 43 – 106,7 м. -
Семь высокодебитных скважин (393, 464, 1357, 1414, 1427, 1558, 1578) расположены в зонах высокого пластового давления (15,5 – 16 МПа), когда забойные давления составляют 6,5 – 8 МПа, тем самым депрессии могут быть 7,5 – 9,5 МПа. В то время как низкодебитные скважины 301, 322, 343, 1338, 1359 расположены в зонах низкого пластового давления (11 – 11,5 МПа), и забойные давления составляют 8,5 – 10,5 МПа, тем самым депрессии могут составлять 0,5 – 3 МПа. -
Все высокодебитные скважины, судя по карте эффективных нефтенасыщенных толщин, имеют h ≥ 10 м, в отличие от низкодебитных скважин. По четырем скважинам (1314, 1329, 1338, 1359) эффективная толщина не превышает 2 м. Можно предположить наличие высокопроницаемого коллектора. -
По высокодебитным скважинам проводился расчет времени бурения горизонтального участка. Рассчитывалось удельное время бурения 1 м. Из 15 скважин по 13 время не выходит за пределы стандартного отклонения от минимального времени бурения, составляющего не более 0,30 сут/м. Таким образом, чем больше время бурения, тем меньше дебит скважины. Этот факт говорит о том, что режим бурения в значительной степени влияет на работу скважины.