Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Разработка методики проектированрія строительства горизонтальных скважин на месторождении Каяра 9
1.1. Общие сведения о геологическом строении и продуктивности месторождения Каяра 9
1.1.1. Третичная залежь 10
1.1.2. Свойства пластовых флюидов 13
1.1.3. Комплекс геофизических исследования скважин 13
1.1.4. Используемые данные 16
1.2. Анализ опыта строительства горизонтальных скважин 17
1.2.1. Применение горизонтальных скважин 17
1.2.2. Первичная эксплуатация и тепловое извлечение для тяжелой нефти с горизонтальными скважинами 18
1.2.3. Основные направления в решении проблемы бурения горизонтальных скважин 20
1.2.4. Профили горизонтальных скважин 21
1.2.5. Компоновки для ориентированного набора зенитного угла ГС 22
1.2.6. Проектирование конструкции скважин 25
1.3. Геофизическое сопровождение строительства ГС 28
1.3.1. Особенности проведения геофизических исследований в горизонтальных скважинах 28
1.3.2. Комплекс геолого-технологических исследований в процессе бурения горизонтальных скважин 30
1.3.3. Забойные телеметрические системы в процессе бурения горизонтальных скважин 37
1.3.4. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения 41
1.3.5. Построение геолого-геофизической модели месторождения Каяра45
1.4. Методическая схема геонавигационного обеспечения бурения ГС при
разработке месторождений высоковязкой нефти 46
1.5. Выводы 49
Глава 2. Построение геолого-геофизической модели месторождения Каяра 52
2.1. Определение состава горных пород, слагающих разрезы скважин 53
2.2. Определение коэффициента пористости 58
2.2.1. Определение типа порового пространства коллекторов 61
2.3. Определение нефтегазонасыщенности 61
2.4. Выводы по результатам комплексной количественной интерпретации данных ГИС на месторождении Каяра 69
2.5. Геолого-геофизическая модель третичной залежи месторождения Каяра 73
2.6. Определение положений водонефтяного и газонефтяного контактов. 89
2.6.1. Газонефтяной контакт 89
2.6.2. Водонефтяной контакт 89
2.7. Дебиты нефти, газа и воды, а также пластового давления по результатам опробования и исследования продуктивных скважин 90
2.7.1. Пластовое давление 90
2.7.2. Пластовая температура 91
2.7.3. Дебит нефти 91
Глава 3. Обоснование траектории и конструкции добывающей горизонтальной скважины 93
3.1. Обоснование решения проблемы бурения горизонтальных скважин.. 93
3.2 Изучение гидродинамики пластов третичной залежи на месторождении Каяра 94
3.3. Построение и модификация проекта профиля ствола скважины в процессе бурения ГС 100
3.4. Профиль горизонтальной скважины для разработки месторождения Каяра 101
3.5. Обоснование конструкции скважины 106
3.6. Выбор инструментов и способов бурения для сооружения скважины 107
3.7. Использование пробуренных вертикальных скважин в строительстве горизонтальной скважины на месторождении Каяра 108
3.8. Выводы 110
Глава 4. Геолого-геофизическое обеспечение бурения гс на месторождении Каяра 112
4.1. Основные информации при бурении ГС на месторождении Каяра... 112
4.2. Обоснования комплекса геолого-технологических исследований для условий месторождения Каяра 113
4.3. Выбор забойных телеметрических систем в процессе бурения горизонтальных скважин 118
4.3.1. ЗТС в процессе бурения горизонтальных скважин на месторождении Каяра 119
4.4. Геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения 123
4.5. Выводы 124
Основные выводы 127
Список используемой литературы
- Комплекс геофизических исследования скважин
- Особенности проведения геофизических исследований в горизонтальных скважинах
- Выводы по результатам комплексной количественной интерпретации данных ГИС на месторождении Каяра
- Изучение гидродинамики пластов третичной залежи на месторождении Каяра
Введение к работе
Актуальность диссертационной работы определяется необходимостью эксплуатации значительных запасов тяжёлой нефти с высокой вязкостью, находящейся во многих залежах месторождений Ирака. В качестве примера выбрано месторождение Каяра, которое содержит большие запасы нефти в третичной залежи, где прогнозируемый коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет всего 14%. В качестве основного средства повышения КИН рассмотрена возможность использования технологии горизонтальных скважин, которая в настоящее время является одной из наиболее перспективных. Особую эффективность эта технология приобретает для залежей со сложным строением, к которым и относится месторождение Каяра.
Тема работы была утверждена Иракским министерством нефтяной промышленности в связи с необходимостью увеличения использования горизонтальных скважин (ГС) для разработки иракских месторождений нефти. Потребность в бурении горизонтальных скважин возрастает в связи с проблемой добычи нефти из коллекторов с низкой проницаемостью.
После того, как были получены положительные результаты использования технологии горизонтального бурения, данная технология заинтересовала министерство нефтяной промышленности Ирака, в частности стала использоваться на месторождении Салах-Ал-Дин, где сразу же увеличились объемы добычи газа из песчаного пласта Хабоор.
Характеристики продуктивных пластов многих месторождений Ирака удовлетворяют общепризнанным критериям применения технологии горизонтальных скважин в мире. Учитывая, что национальная нефтяная промышленность Ирака в настоящее время не располагает достаточным опытом в области теории и практики данной технологии, эта проблема является предметом диссертационного исследования.
Целью диссертационной работы является разработка геолого-геофизического обоснования строительства горизонтальной скважины на основе комплекса геолого-геофизических данных.
Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи:
Анализ и обобщение опыта России и мира по реализации технологии бурения горизонтальных скважин.
Построение геолого-геофизической модели месторождения Каяра.
Обоснование геолого-геофизического обеспечения бурения ГС на примере месторождения Каяра.
Разработка технологии строительства горизонтальной скважины на месторождении Каяра.
Указанные задачи решались путем: комплексной обработки и интерпретации данных ГИС по 8 вертикальным скважинам месторождения Каяра и построения геолого-геофизической модели; проведения теоретических исследований в области геолого-геофизических и геолого-технологических исследований в процессе бурения горизонтальных скважин; проведения исследований в области проектирования и построения профиля горизонтальной скважины с учетом горно-геологических особенностей строения месторождения Каяра в Ираке.
Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем.
Разработана методическая схема геонавигационного обеспечения бурения горизонтальной скважины с учетом горно-геологических условий месторождения высоковязкой нефти Каяра в Ираке. В основе указанной методической схемы лежит иерархически упорядоченное использование данных разноуровневых исследований - сейсморазведки, геолого-технологических исследований, петрофизических исследований по керну и шламу, геофизических исследований скважин.
Разработан комплекс оперативных исследований в процессе бурения горизонтальных скважин, включающий детальный механический каротаж,
виброакустический каротаж, газовый каротаж и каротаж по шламу методами инфракрасной спектроскопии и электронного парамагнитного резонанса.
Построена геолого-геофизическая модель третичной залежи месторождения Каяра, позволившая обосновать траекторию горизонтальной скважины на месторождении высоковязкой нефти Каяра.
Разработан проект технологической схемы освоения месторождения высоковязкой нефти на примере месторождения Каяра в Ираке.
Проанализированный состав высоковязкой нефти на месторождении Каяра свидетельствует о принципиальной возможности промышленной утилизации содержащегося в ней ванадия.
Практическая ценность полученных результатов состоит в следующем.
1. Созданная геолого-геофизической модель залежей высоковязкой нефти
месторождения Каяра позволила выделить новый нетрадиционный объект
добычи нефти на длительно разрабатываемом месторождении.
Впервые на основе комплексных геофизических и геолого-технологических исследований предложен оптимальный профиль горизонтальной скважины для освоения залежей высоковязкой нефти месторождения Каяра в Ираке.
Показана возможность комплексного использования добываемой продукции при эксплуатации залежей высоковязкой нефти в Ираке.
Достоверность результатов работы базируется на использовании теоретических основ интерпретации данных ГИС, применении современных методов компьютерного математического моделирования и использовании в расчетах экспериментальных данных.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы из 96 наименований и приложения. Содержит 146 страниц машинописного текста, 49 рисунков, 6 таблиц и 4 приложений.
В процессе исследований автор опирался на работы известных российских и зарубежных авторов в области геологии, геофизики и бурения Абрамсон М.Г., Аксельрод С. М., Алиев З.С., Антонов К. В., Байдюк Б.В., Баренблатт Г. И., Басович В. С, Белорай Я.Л., Беляков Н.В., Берджес Т., Боннер С, Бурже Ж., Варламов С. Е., Волков Б. П., Волков С. Н., Волков Ю.В., Волчкова Т. Н., Высоцкий В.И., Вяхирев В.И., Вячин СВ., Гайфуллин Я. С, Галлямов К.К., Галыикин В.Г., Герольд Р., Голов Л. В., Горбунов В.Ф., Григашкин Г. А., Гришин Ф. А., Гусева А.Н., Дахнов В. Н., Добрынин В.М., Еременко Н. А., Желтов Ю. П., Зарецкий B.C., Золотарев В. Г., Игнатиади А.И., Ипполитов В. В., Калинин А.Г., Калистратов Г.А., Каюров К.Н., Кларк Б., Кнеллер Л.Е., Комбарну М., Корженевский А.Г., Кочина И.Н., Кульчицкий В.В., Лаптев В.В., Левицкий А.З. ,Леготин Л.Г., Лежанкин СИ., Лукьянов Э. Е. ,Матигоров А.А., Мельников И.Г., Мессер А.Г., Митчелл А., Моисеев В.Н., Моисеенко А.С, Молчанов А.А., Муслимов Р.Х., Муше Ж.П., Никитин Б.А., Оганов А.С, Острягин А. И., Повалихин А.С, Потапов А. П., Рапин В.А., Рекин А.С, Рюкасл С, Сафуанов Р.З., Смирнов О.А., Соловьев Н.В. Солодкий К.М., Стрельченко В.В, Сулейманов Э. И., Султанов A.M., Султанов Б.З., Сурио П., Тхостов Б. А., Чесноков В. А., Чилингар Г. В., Чухвичев В. Д, Шаманов С.А., Шульженко Г., Юсупова А. С, Яртиев А. Ф., Aguilera R., Artindale J. S., Aziz S. 0., Babu D. K., Copoulos A. E., Cordell G. M. Costall D., Davarzani M.J., Dennis L.R., Donald W.P., Fielder C, Francois M. G. Fredericks P.D., Gerard R.E., Giannesini J.F.,Gllman J. R., Goode P. A., Haldorsen H.H., Hallundbaek J., Ishmael R., Jackson С E., Joshl S. D., Klepp J., Kossack С A., Krishna В., Kuchuk F. J. Lien S. C,Mcinally G., Nice S.B., Odeh A.S., Parrish R., Rial R.M., Richard A., Roesner R.E., Serra 0., Sloan M.L., Vogel J. V. Zamora M., Zeller V.P.
Автор диссертации выражает искреннюю признательность своим научным руководителям д.т.н., профессору В.Д. Неретину и д.т.н., профессору В.В. Стрельченко за постоянную помощь, внимание и поддержку при выполнении работы, д.г-м.н, профессору В.М. Добрынину, д.т.н., профессору
8 А.З. Левицкому, д.г-м.н., профессору Г.М. Золоевой, преподавателям и сотрудникам кафедры Геофизических информационных систем РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, которые оказали помощь при работе над диссертацией.
Комплекс геофизических исследования скважин
Значительная дифференциация горных пород по их физическим свойствам позволяет широко использовать геофизические методы для расчленения разрезов скважин, изучения коллекторских свойств пород и выделения полезных углеводородных ископаемых. На месторождении Каяра проводился комплекс геофизических исследований скважин, включающий в себя следующие методы.
Естественная радиоактивность горных пород (ГМ). Гамма-каротаж был выполнен в большинстве скважин на месторождении Каяра. Спектральный гамма-метод (СГМ) был выполнен в нескольких скважинах (Ка-155, Ка-171. Естественная радиоактивность горных пород записана в единицах API (фирма Шлюмберже) [92].
Исследования, проведенные ГМ, показали, что повышенной радиоактивностью на месторождении Каяра обладают глинистые и битуминозные породы, а также зоны современной вторичной доломитизации. Продуктивные пласты отличаются низкими показаниями гамма-метода.
Нейтронные методы (НМ). При исследовании разрезов скважин широкое применение получили нейтронные методы. Показания нейтронного метода в карбонатных породах третичной залежи зависят от их пористости, содержания в них глинистого материала и минералов с большим объемом кристаллизационной воды. К последними относится гипс (содержание кристаллизационной воды 48%).
Петрофизические исследования керна и шлама показали высокое содержание гипса в пласте Герб. Поэтому при интерпретации данных нейтронного метода необходимо учитывать влияние гипса на его показания.
Плотностной гамма-гамма метод (ГГМ-п). Интенсивность вторичного гамма-излучения зависит от плотности среды окружающей зонд. Поэтому на показания ГГМ-п существенно влияют плотность скелета породы и плотность флюидов в поровом пространстве.
Автор работы [18] отмечал, что преимущество ГГМ-п перед другими геофизическими методами при решении задачи оценки пористости заключается в малом влиянии глинистости пород на полученные результаты, что объясняется практически одинаковой минеральной плотностью глин и скелета породы.
При геологической интерпретации диаграмм ГГМ-п минимальные значения отмечены против плотных пород - низкопористые известняки, доломиты, песчаники и ангидриты.
Акустические методы (AM). Акустический метод был выполнен в большинстве скважин на месторождении Каяра. Упругие свойства пород зависят от пористости, плотности скелета и насыщающего флюида. В связи с этим количественное определение пористости- одна из основных задач акустического каротажа.
Электрические методы. При выполнении геофизических исследований скважин большое значение имеют методы определения электрического удельного сопротивления горных пород. На месторождении Каяра используются зонды индукционного и бокового методов, с различными радиусами исследования, а также микрометоды. Для повышения точности измерения удельного сопротивления горных пород используются значения кажущегося сопротивления, измеренные с зондами различных типов и размеров. Так, например, комбинированный каротаж (MSFL, LLS, LLD) или (MLL, ML, ILD) [92].
Кавернометрия. Обрушение горных пород в процессе бурения и образование глинистой корки, сужающей диаметр скважины, характерные для многих пород, позволяют изучать их по этому свойству. Кривая изменения диаметра скважины с глубиной используется для следующих целей [18, 92]: выделение интервалов коллекторов по наличию глинистой корки; изучение технического состояния ствола скважины; определение среднего диаметра скважины на заданной глубине, необходимого для интерпретации геофизических методов исследования скважин.
Особенности проведения геофизических исследований в горизонтальных скважинах
Забойные телеметрические системы с гидравлическим каналом связи. Разработкой MWD-систем для контроля забойных параметров с передачей информации по гидравлической линии связи занимаются следующие фирмы: зарубежные: B.G. Hughes, Teleco, Gearhart Owen Industries Inc., Eastman whipstock, Gentrix engineering, Amoco Canada petroleum, Mobile research and development. Analyst Schlumberger; российские: НПЦ "Кольская сверхглубокая" и НПФ "Самарские горизонты" [13, 19, 40].
Известны три способа передачи информации по ГКС: с положительными импульсами давления бурового раствора, с отрицательными импульсами и непрерывной волной давления [31].
MWD-системы с положительными импульсами давления. MWD-система Navigator фирмы Baker Hughes [19] состоит из скважинного прибора и наземной приемной части с датчиком давления. Пульсатор скважинного прибора генерирует положительные импульсы давления. Клапан-заслонка пульсатора управляется шаговым двигателем (ПІД), обеспечивающим более точную работу ГКС, чем соленоидный клапан. Импульсы давления с уровнем около 1 МПа воспринимаются датчиком давления на поверхности земли, преобразуются в электрический сигнал и регистрируются самопишущим прибором. Импульсы следуют с интервалом 20 — 30 с. Система работает до глубины 6400 м. Скважинный прибор рассчитан на температуру 163С и давление 140 МПа.
MWD-системы с отрицательными импульсами давления. В работе [31] показано, что для формирования информативного канала с отрицательным импульсом давления необходим начальный перепад давления между внутритрубным и затрубным пространствами. Падение давления предполагает работу MWD-системы в компоновке с гидромониторным долотом.
MWD-системы с передачей информации непрерывной волной давления. В работе [30] представлена MWD-система фирмы Mobile research and development, в которой информация передается непрерывно излучаемым сигналом с фазовой модуляцией цифровым методом. Максимальная скорость передачи составляет 3 бит/с.
Современное состояние каротажа в процессе бурения дает основание считать, что по объему и качеству предоставляемой интерпретатору информации он уже приближается к традиционному каротажу, выполняемому на кабеле. Более того, он обладает существенными технологическими преимуществами перед каротажем на кабеле, так как решает три серьезные проблемы. Во-первых, обеспечивает возможность геофизического исследования ствола скважин в условиях, когда приборы на кабеле не могут достигнуть забоя скважины. Во-вторых, он существенно уменьшает время, затрачиваемое на проведение каротажа. В-третьих, каротаж в процессе бурения предоставляет возможность оперативного принятия решений, касающихся управления процессом бурения [26].
Авторы работы [3] оценивают перспективы ядерно-магнитного каротажа. Они считают, что одним из важных достижений последних лет является возможность включения ядерно-магнитного каротажа в комплекс исследований, проводимых в процессе бурения. Опытный экземпляр такой аппаратуры, разработанный фирмой NUMAR Halliburton Energy Services, уже испытан в реальных условиях.
LWD относится к геофизическим измерениям, подобным ГИС в процессе бурения в режиме реального времени. Решение использовать MWD/LWD-системы - обычно результат стремления к принятию лучших решений, основанных на оперативной информационной и улучшенной экономике. Это экономическое усовершенствование может отражать прямую выгоду или улучшенную продуктивность, следующую из оптимального размещения скважины. В режиме реального времени применения данных включают:
Быструю инклинометрию и информацию для горизонтального бурения;
Ускорение бурения и информацию о безопасности для своевременных решений, например, затрубного давления, порового давления и вибрации инструмента;
Быструю геологическую корреляцию, для геонавигационного предотвращения опасности.
Геофизические измерения с минимумом нарушения эксплуатационных качеств пласта, глубокого проникновения и промывки. Эти применения затрагивают экономику[29]: устранение времени бурения, требуемого для обычного определения искривления скважин; обеспечение сбережений, связанных с лучшим размещением скважины; устранение времени бурения, требуемого для проведения проводного каротажа. Это особенно применимо в горизонтальных скважинах; улучшения дебита от лучшего размещения скважины.
Фирмой Anadrill Schlumberger была создана LWD-система, которая включает измерение удельного сопротивления, спектрального гамма-метода, лито- плотностного метода (электронной плотности) и нейтронную пористость.
Основные измерения LWD-системы могут быть объединены с измерениями кабельного каротажа.
Выводы по результатам комплексной количественной интерпретации данных ГИС на месторождении Каяра
Сложность построения геологической модели месторождения Каяра заключается в том, что третичная залежь представлена карбонатными породами.
Авторы работ [32, 89] предлагают оценивать минеральный состав пород по данным нейтронного, гамма-гамма плотностного, интегрального и спектрального гамма-методов и акустическому методу. Решение задачи достигается решением системы уравнений, связывающих показания методов с литологическим составом и пористостью пород.
В разрезе третичной залежи встречаются все типы порового пространства, характерные для карбонатов. Дебиты нефти изменяются в пределах от 200 до 800 баррелей в сутки. Притоки нефти получены преимущественно из порово-каверновых и трещинных коллекторов в пластах Герб и Евфрат.
На основе определения пористости и минерального состава проведена классификация пород по литотипам. Выделены следующие литотипы: плотный гипсоносный доломит (неколлектор); пористый гипсоносный доломит; пористый известняк; пористый доломит; трещинно-кавернозный доломит.
Для определения особенностей внутреннего строения сложно построенной третичной залежи использованы математические средства, что убедительно показало наличие вертикальной и латеральной неоднородности внутреннего строения Третичной залежи.
Вертикальная неоднородность строения толщи проявляется в циклическом строении литологических разностей — известняков, доломитов и гипсов. Вторичные изменения продуктивных пород представлены доломитизацией, кавернозностью и трещиноватостью. Покрышкой служит ангидрит в кровле пласта Герб.
Всего в процессе изучения выделено 8 основных пластов, которые, согласно общему строению, объединяются в три крупные пачки. Верхняя -пласт Герб, менее продуктивная пачка, включает 3 пласта, сложенная линзообразными коллекторами с большим содержанием низкопроницаемых и гипсовых пород (рис. 2.15).
Средняя - пласт Дип, непроницаемая и непродуктивная пачка, включает 2 пласта (рис. 2.15).
Нижняя пачка - пласт Евфрат, включает 3 пласта характеризуются понижением содержания гипса. Верхний пласт характеризуется большей долей высокопроницаемых пород, имеет площадное распространение и является основным коллектором в горизонте. Средний пласт отличается средним содержанием проницаемых пород. Нижний пласт характеризуется понижением проницаемости и представлен неколлектором.
В третичной залежи отмечено два типа проницаемости: проницаемость матрицы развита по всему месторождению, но содержание гипса резко снижает её в верхней и нижней частях пласта Герб, а также нижней части пласта Евфрат; самая низкая проницаемость (меньше чем 0.1 мД) в пласте Дип, что говорит о сильной загипсованности пород; проницаемость, связанная с трещинами, наблюдается в верхней части пласта Евфрат, где сеть трещин в значительной степени улучшила проницаемость пород-коллекторов; нефтеотдача коллекторов с низкой проницаемостью матрицы связана с системой естественных трещин, отсутствие трещин определяет низкую нефтеотдачу.
Как говорилось ранее, на месторождении Каяра основные притоки нефти получены из коллекторов с трещинной пористостью, что подтверждается результатами опробования. По результатам опробования, проницаемость таких коллекторов колеблется от 1.2 до 35 Дарси, что указывает на влияние трещин на проницаемость.
На рис. 2.16 и 2.17 представлены распределения проницаемости для пластов Герб и Евфрат. Проницаемость по керну пласта Герб колеблется от 0.2 до 405 мД. Наибольшее количество образцов имеет проницаемость 20 — 50 мД, также отмечено значительное количество образцов с проницаемостью до 1 мД. Породы пласта Евфрат обладают лучшими фильтрационными свойствами. Коэффициент проницаемости колеблется от 0.2 до 4176 мД. Большее число образцов имеет проницаемость 20 - 300 мД.
На рис. 2.18 показана карта коэффициента проницаемости, определенного по результатам испытания скважин, для пласта Евфрат. Максимальная проницаемость по данным испытаний скважин отмечена в районе скважины Ка-174.
Изучение гидродинамики пластов третичной залежи на месторождении Каяра
Наиболее важными характеристиками продуктивного пласта являются пористость, проницаемость, флюида насыщенность, глинистость, эффективная мощность, стабильность этих характеристик по простиранию пласта, степень природной трещиноватости, ориентация природных трещин, образование конуса обводненность или газового конуса, соотношение между вертикальной и горизонтальной проницаемостями, давление в порах и др.
При промышленной оценке залежи нефти большое значение имеет определение кондиционных пределов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, только выше которых порода может быть отнесена к разряду промышленных коллекторов. Обоснованное установление этих пределов не только обеспечивает точность расчета средних значений данных параметров по залежи в целом, но и предопределяет правильность определения мощности и объема залежи и решение задач подсчета запасов и разработки нефтяных и газовых месторождений.
В работе [64] проанализированы результаты экспериментов работ для определения капиллярного давления и фазовых проницаемостей для нефти и воды по данным керна, полученного из скважины Ка-150 (Таблица 3.1).
Кривые относительных фазовых проницаемостей - подвижность нефти дают возможность определить предельную водонасыщенность, при которой возможно движение нефти в пласте. Предельное значение пористости определяется на основании кривых зависимости пористости от проницаемости (рис. 3.1, 3.2).
Современный комплекс геофизических методов исследования скважин в процессе их освоения и эксплуатации используют для решения следующих задач [16]: Прогнозирование вероятной максимальной продуктивности в начальный период эксплуатации скважины. Получение профиля дебита по разрезу эксплуатируемого коллектора.
Предельное значение пористости определяется на основании кривых зависимости пористости от проницаемости. Методика определения продуктивности скважины по геофизическим данным основывается на оценке по этим данным большинства параметров, входящих в формулу (3.1), определяющую продуктивность вертикальной скважины Q (б/сут) в условиях радиального движения несжимаемой жидкости (закон Дарси) [18]. QH = Ь,фКпр Ap/u4JB0ln(rD/rc) (3.1) где Др - разность между пластовым рп и забойным р3 давлениями; ЬЭф - эффективная толщина пласта; rD и гс— радиусы контура дренажа и скважины; ц0- вязкость нефти; К0 - коэффициент относительной проницаемости по нефти; в0 - объемный коэффициент нефти в пластовых условиях.
Рассматривая проблему гидродинамических исследований горизонтальных скважин, необходимо учитывать следующее:
Процессы притока жидкости в ГС при восстановлении давления существенно отличаются от процессов для вертикальных скважин.
В ВС при обосновании фильтрационных моделей рассматривается только плоскорадиальное течение.
В ГС фильтрационные потоки при восстановлении давления имеют более сложный характер, это вызвано, в первую очередь, соотношением длины горизонтальной части ствола, расстоянием между скважинами и размером залежи и соотношением вертикальной и горизонтальной проницаемостей.
Коэффициент продуктивности горизонтальной скважины в анизотропной среде рассчитывают по формуле (S.D. Joshi) [62,63,68,69,76,77,80,83] QH = (ЬэфКпрКоАр/ИоВо) /(ln[a+(a2-(L/2)2)0-5 /(L/2)] + (рЬэф/Ь)1п(рЬЭф/2гс)) (3.2) a = L/2[0.5 + (0.25+(l/(0.5L/rD)4)0-5]0-5 (3.3) где а - полу главные оси эллипса, которые представляют радиусы контура дренажа для горизонтальной скважины L - длина горизонтального участка Р = (Кпр.г/Кпр,в)0-5 (3.4) Кпрт и Кпр.в коэффициенты проницаемостей в горизонтальном и вертикальном направлениях залежи. Продуктивность скважины (QH), определена из уравнения(3.1) и (3.2), как величина прямо пропорциональная проницаемости коллектора, поэтому увеличение проницаемости коллектора горизонтальным бурением продуктивного пласта увеличит (Q„). Так же, как и в случае трещинного коллектора, будет значительное увеличение проницаемости, если горизонтальный участок пересекает ось системы трещин. На месторождении Каяра трещинные коллекторы имеют проницаемость, в пределах, 1-35 Дарси (по результатом испытания вертикальных скважин).
Определение продуктивности скважины, с помощью уравнения (3.1)и (3.2) показывает, что QH обратно пропорциональна величине вязкости нефти в пластовых условиях и поэтому любое снижение вязкости нефти увеличит (QH)-Экспериментальные работы доказывают, что есть существенное влияние изменения температуры на вязкость нефти (таблица 3.2). Увеличение температуры продуктивных зон уменьшает нефтяную вязкость и увеличивает Q„. В случае месторождения нефти Каяра это очень важно из-за высокой вязкости нефти и низкой температуры коллекторов 40С, поэтому разработка этого месторождения с помощью технологии горизонтальных скважин и закачивания пара значительно повысит продуктивность пластов.
Лабораторный анализ нефти месторождения Каяра включал определение физико-химических характеристик сырой нефти третичной залежи (таблица 3.3). По результатам анализа видно, что с увеличением температуры вязкость нефти месторождения Каяра уменьшается, что согласуется с подобными исследованиями, проведенными на других месторождениях (рис. 3. 3).
