Введение к работе
Актуальность работы. Возможность повышения производительности скважин путем увеличения поверхности притока известна с давних времен. На ранпем этапе развития этого направления с целью увеличения поверхности фильтрации использовались наклонные скважины. Однако в семидесятых годах многие зарубежные фирмы создали новые технологии и технические средства, позволяющие успешно бурить горизонтальные скважины. Благодаря этому, в течении последних лет число таких скважин за рубежом интенсивно нарастает.
В настоящее время изучение процессов фильтрации флюидов к горизонтальному стволу за рубежом является одним из актуальных направлений теории разработки нефтяных и газовых месторождений. Эти исследования проводятся в основном в целях разработки методов определения показателей работы горизонтальных скважин, увеличения коэффициента нефтеотдачи, снижения затрат на добычу нефти и, следовательно, перевода ранее неэффективных месторождений в категорию рентабельных.
Осповная часть публикаций как отечественных так и зарубежных рассматривает вопросы эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин. Работы, посвященные горизонтальным газовым скважинам малочисленны, при этом практически все они выполнены при условии соблюдения закона Дарси. Таким образом, исследования, связанные с определением производительности горизонтальных газовых скважин с учетом нелинейного закона фильтрации оказались малоизученными, хотя, практика разработки газовых и газокопдеп-сатных месторождений показывает, что пеучет квадратичного члена в уравнении притока газа может привести к значительным ошибкам в определении дебита скважины. Поэтому проведение исследований, направленных на создание методов определения производительности горизонтальных скважин, работающих в условиях нелинейного
-4-закона фильтрации газа, становится актуальной паучпо-практичес-кой задачей.
Цель работы - разработка методов определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяпые пласты, с учетом нелинейного закона фильтрации для газа.
Основные задачи исследований,
-
Разработка аналитических методов определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших изотропные и анизотропные полосообразные пласты, путем схематизации процесса стационарной нелинейной фильтрации газа к горизонтальному стволу.
-
Создание методики, позволяющей определить дебит и распределение давления с учетом его потерь по длине горизонтального ствола, для выбора оптимальной конструкции скважины.
-
Изучение влияния степени вскрытия и границ волосообразного пласта на производительность горизонтальной газовой скважины.
-
Создание методов расчета дебита горизонтальных газовых скважины, вскрывших слабоустойчивые коллектора и тонкие пласты подстилаемые подошвенной водой.
5. Исследование изменения во времени показателей разработки
нефтяной оторочки горизонтальной скважиной с учетом нелинейно
го закона фильтрации для газа и линейного для нефти и воды.
Научная новизна. Впервые предложены методы определения производительности горизонтальной газовой скважины с учетом нелинейного закона фильтрации. Данные методы позволяют:
-
Получить дебит горизонтальной газовой скважины, расположенной в анизотропном полосообразиом пласте на произвольном расстоянии от его кровли и подошвы.
-
Рассчитать производительность скважины с учетом потерь давления в горизонтальной части ствола и выбрать его оптимальную конструкцию.
-
Построить зависимость дебита горизонтальной скважины от
степепи вскрытия полосообразпого пласта.
4. Установить технологический режим работы горизонтальной скважины в условиях возможного разрушения призабойпой зоны пласта или формирования конуса подошвенной воды.
Впервые на основе численного интегрирования системы уравнений многофазной многомерной неустановившейся фильтрации решена задача об определении показателей разработки пефтяпой оторочки горизонтальной скважиной с учетом нелинейного закона фильтрации для газовой фазы и лилейного для водяной и нефтяной, капиллярных и гравитационных сил, изменения реальпых свойств фаз от давления, анизотропии пласта.
Практическая цеппость и внедрение результатов работы. Предлагаемые методы позволяют, не прибегая к большому объему вычислений, с достаточной для практики точностью определить производительность горизонтальной газовой скважины, вскрывшей полосо-образный пласт. Результаты расчетов показателей разработки для различных вариантов расположения горизонтального ствола при эксплуатации тонких газовых пластов, подстилаемых подошвенной водой, или нефтяных оторочек могут быть использованы при проектировании разработки месторождений.
Результаты работы использовались:
- При составлении технико-экономического обоснования разработки Копанского нефтяпого месторождения Оренбургской области в разделе 2 "Определение основных показателей разработки системой горизонтальных скважин." 1993г.
При расчете показателей разработки центрального блока Средпе-Ботуобипского газопефтяпого месторождения, республика Саха-Якутия, по теме "Исследование и выбор способа рациональной разработки маломощных нефтяных оторочек газонефтяных месторождений, обеспечивающего повышенную нефтеотдачу с учетом наличия конденсата и гелия в газе", которая является частью программы
"Поиск" Мннгео РФ 1992г.
- При проведении научпо-исследовательских работ по теме "Создание и внедрение научных оспов и технологий разработки газо-нефтекопденсатных залежей с целью повышения компонентоотдачи продуктивных пластов", раздел 3.2 Межвузовской научно-технической программы "Нефтегазовые ресурсы".
Апробация работы. В полном объеме работа докладывалась и обсуждалась па научном семинаре лаборатории проблем пефтегазо-кондепсатоотдачи ИПНГ РАН, на заседании кафедры "Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений ГАНГ им. И.М.Губкина, в Волга-Урал НИПИГазе. Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ. Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и выводов. Общий объем работы составляет 204 страницы, в том числе 159 машинописного текста, и включает 6 таблиц, 61 рисунок и список литературы из 132 наименований.
Автор диссертации выражает глубокую благодарность за постоянную помощь и внимание своему учителю и научному руководителю профессору З.С.Алиеву.
Автор признателен профессору С.Н.Закирову за возможность постановки и проведения настоящей работы.
Автор благодарен профессору Б.Е.Сомову и старшему научному сотруднику В.Я.Гордону за те знания, которые они дали ему в области математического моделирования разработки месторождений. Содержание работы.
В введении охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель и основные задачи исследований, паучная новизна и практическая ценность работы.
Первая глава посвящена анализу предшествующих исследований в области создания методов определения производительности горизонтальных скважин.
Теоретические исследования притока жидкости к горизонтальным скважинам были начаты около 50 лет назад в СССР. Предпосылки развития этого направления были заложены в работах А.М.Пирвердя-па, П.Я.Полубариповой-Кочипой, И.А.Чарпого. Дальнейшее развитие исследования притока жидкости и газа к горизонтальным скважинам получили в работах В.И.Щурова и В.П.Меркулова, Ю.П.Борисова, В.П. Табакова, В.П.Пилатовского и др., которые предложили методы расчета дебита горизонтальных скважин, вскрывших нефтяные пласты, а также тонкие паклоппые нефтяные пропластки с подвижной границей раздела флюидов.
Во второй половипе 60-х годов исследования в области фильтрации жидкости и газа к горизонтальным скважинам в СССР были значительно сокращены и возобновились только в конце 80-х.
За последнее время за рубежом опубликовано значительное число работ, связанных с вопросами эксплуатации в основном нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. В этих публикациях большинство авторов развивали или использовали результаты и выводы, полученные советскими учеными Ю.П.Борисовым, В.П.Пила-товским и др. К числу таких работ относятся исследования Д.К.Ба-бу, С.Д. Джоши, Д.Ф.Жианиезипи, Ф.Жиже, Ф.Ж.Качака, Ж.Комба, П.Н.Мата-лик> Д.Модюи, А.С.Одеха, Д.Спарлина, Р.Хагепа и др., которые предложили различные методы аналитического и численного решений уравпений двух и трехмерной неустановившейся фильтрации сжимаемой жидкости для определения производительности и интерпретации результатов исследования горизонтальных скважин.
Анализ предшествующих исследований показал, что, хотя, выполнено значительное количество работ, посвященных горизонтальным скважинам, вопросы их эксплуатации при притоке газа в условиях нелинейного закона фильтрации оказались малоизученными и требуют дальнейшего исследования.
Вторая глава посвящена обоснованию модели притока газа при
пелинейном законе фильтрации к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразпый пласт.
Рассматриваются законы фильтрации газа к скважинам: закон Дарси, степенной, квадратичный и его модификация с использованием критической скорости фильтрации. На основании промысловых исследований вертикальных газовых скважин Уренгойского, Ямбур-гского, Северо-Ставропольского и других месторождений показано, что при существующих технологических режимах эксплуатации доля потерь давления на трение при фильтрации газа к скважинам составляет 10-50%, а остальная часть приходится на потери, вызванные инерционными силами. При одной и той же депрессии на пласт дебиты горизонтальных скважин за счет увеличенного интервала притока газа в несколько раз превышают производительность вертикальных. Поэтому для наиболее точного обоснования технологического режима работы горизонтальных скважин необходимо учитывать квадратичный закон фильтрации газа, в противном случае могут возникнуть существенные ошибки в определении показателей их работы.
Далее рассматриваются различные способы схематизации процесса притока жидкости или газа к скважинам.
Поиски приближенных аналитических методов определения производительности скважин направлены на выбор такой модели рассматриваемой задачи, которая, не искажая физической сущности процесса фильтрации, позволяет получить простые расчетные формулы для определения дебита скважин. В частности, одним из наиболее распространенных способов схематизации фильтрации газа как при линейном так и при нелинейном законах сопротивления является замена истинной области фильтрации областью, обеспечивающей эквивалентное с истинным фильтрационное сопротивление. Применительно к задачам стационарной фильтрации газа в условиях нелинейного закона сопротивления такой подход был использован Г.А.
Зотовым, З.С.Алиевым, А.П.Власенко и др. При решении задачи о притоке газа к несовершенной по степени вскрытия вертикальной скважине они применяли степенную зависимость между толщиной пласта в призабойной зоне и радиусом. Такая схематизация позволяла приближенно решить двумерную задачу, используя уравнение пелипейной плоско-радиальной фильтрации газа С переменной в призабойной зоне толщиной пласта.
Данный способ схематизации стационарной фильтрации газа может использоваться для определения производительности горизонтальных скважин, полпостью вскрывших полосообразный пласт, параллельно контурам питапия. При этом в призабойной зоне горизонтальной скважины принимается гиперболическая или параболическая зависимость между толщиной пласта и расстоянием от скважины и используется уравнение одномерной нелинейной фильтрации газа с переменной толщиной пласта, а за пределами этой зоны рассматривается плоскопараллельная фильтрация. Если принимается гиперболический характер изменения толщипы пласта, то его можно распространить па всю область фильтрации. Такой способ схематизации притока газа к горизонтальному стволу в условиях квадратичного закопа фильтрации позволяет получить простые аналитические решения задач, связанных с определением показателей работы скважин.
Далее приводится вывод формул для определения производительности горизонтальной скважины, полностью вскрывшей анизотропный полосообразный пласт, с использованием вьппеприведенного способа схематизации притока газа.
На основании проведенных расчетов установлено, что дебиты
горизонтальной скважины, рассчитанные для моделей с гиперболи
ческим и параболическим характерами изменения толщипы пласта,
близки между собой. Приводятся, построенные по результатам
расчетов, графические зависимости дебита горизонталь-
ной скважины от ее длины для различных параметров анизотропии пласта.
Отсутствие в настоящее время теоретических исследований по притоку газа к горизонтальной скважине с учетом нелинейного закона фильтрации не позволяет оценить приемлемость предлагаемых моделей и точность полученных формул. Поэтому для такой оценки было использовано уравнение трехмерной, нестационарной пелинейной фильтрации газа. Результаты расчетов дебитов горизонтальной скважины по уравнению трехмерной фильтрации сравнивались с величинами дебитов, рассчитанными по приближенным формулам для моделей с гиперболическим и параболическим характерами изменения толщины полосообразного пласта. Уравнение трехмерной фильтрации газа в силу своей сложности может быть решено численным методом. Для получения численного решения волосообразный пласт покрывался неравномерной блочно-центрироваппой разностной сеткой. Причем для получения более точного и подробного решения вблизи горизонтального ствола, где наблюдается наиболее сильное искривление линий тока, размеры сетки уменьшались вплоть до диаметра ствола в блоке, где он расположен. Для оценки точности предлагаемых аналитических методов определения производительности горизонтальных скважин необходимо получить стационарный режим фильтрации в пласте, так как даввые методы разработаны для стационарного притока газа. Для этого на контурах питания полосообразного пласта параллельных горизонтальной скважине для обеспечения стационарности процесса фильтрации производится закачка газа с суммарным дебитом равным отбираемому из горизонтальной скважины. Решение уравнения трехмерной фильтрации при соответствующих граничном и начальном условиях считалось справедливым и сопоставлялось с результатами полученными по приближенным формулам только после выхода скважины на стационарный режим, т.е. когда депрессионная воровка в пласте
стабилизировалась. По известпым значениям давления па контурах питания и на скважине, полученным из численного решения уравнения трехмерной фильтрации, вычислялись дебиты горизонтальной скважины по предлагаемым формулам. Величина дебита, полученная из численного решения, сравнивалась с дебитом, рассчитаппым аналитическим методом, и паходилась погрешность приближенных формул. Результаты сравнения дебитов для различных размеров зоны дренирования и коллекторских свойств пласта показали, что с увеличением величины коэффициента макрошероховатости и, следовательно, доли потерь давления, связанных с инерционными силами, погрешность аналитического метода возрастает, хотя и пе превышает 3,9%, что является вполне приемлемым для инженерных расчетов.
Третья глава посвящена изучению влияния различных факторов па производительность горизонтальных газовых скважип.
На основе припятой схематизации стационарного притока газа в условиях нелинейпого закона фильтрации приводится вывод формул для определения производительности горизоптальпой скважины, полностью вскрывшей анизотроппый полосообразный пласт на произвольном расстоянии от его кровли и подошвы. В результате проведепных расчетов установлено, что в пластах небольшой мощности, а именно для них целесообразнее всего использовать горизонтальные скважипы, смещение горизонтального ствола от середины толщины пласта к его кровле или подошве одинаковым образом незначительно снижает дебит скважины. Например, максимальное снижение дебита скважипы в пласте мощпостыо Юм при смещении горизонтального ствола к кровле или подошве от его расположения по середине толщины пласта составляет 3%. Установлено, что со снижением вертикальной проницаемости отклонение дебита уменьшается, и при непроницаемости пласта в вертикальном направлении, дебит газа не зависит от расположения горизонтального ство-
- 12 -ла относительно кровли или подошвы пласта. В этом случае скважина дренирует только часть пласта толщиной равной диаметру горизонтального ствола.
Далее рассматривается волосообразный газовый пласт, полностью вскрытый скважиной, горизонтальный ствол которой параллелен боковым грапицам целесообразного пласта, но находится па разном расстоянии от них. Изучается влияние удаления горизонтального ствола от одной из границ волосообразного пласта на производительность скважины в условиях нелинейного закона фильтрации. В результате расчетов различных вариантов расположения горизонтального ствола, выполненных на основе численного решения уравнения трехмерной нелинейной нестационарной фильтрации при соответствующих начальном и граничном условиях, получена зависимость дебита газа от удаления горизонтального ствола от границы пласта. Установлено, что максимальный дебит достигается, когда горизонтальный ствол равноудален от боковых границ пласта. Смещение горизонтального ствола от его центрального расположения к одной из границ пласта приводит к снижению дебита скважины. В рассматриваемом примере при размещении горизонтального ствола непосредственно у границы пласта дебит газа составляет только 33% от дебита скважины, равпоудалепной от границ пласта. На основании проведенных расчетов установлено, что оптимальным размещением скважины, с точки зрения получения максимального дебита, является ее расположение на равных расстояниях от боковых границ пласта.
Далее изучается влияние степени вскрытия волосообразного пласта на производительность горизонтальной скважины.
Практически все горизонтальные скважины несовершенны по степени вскрытия пласта, так как иначе забой каждой скважины должен быть соединен с началом входа в пласт соседней. На практике такое расположение горизонтальных стволов отсутствует. Несо-
- ІЗ -
вершенство горизонтальной скважины по степени вскрытия пласта теспо связано с системой размещения горизонтальных скважип и поэтому имеет существенное значение.
Несовершенство по степени вскрытия пласта для горизонтальной скважины определяется отношением вскрытой горизонтальной скважипой ширины полосообразпого пласта ко всей его ширине. На осповании численного решения уравпения трехмерной пеустаповив-шейся фильтрации газа при соответствующих начальном и граничном условиях получены дебиты горизонтальной скважипы для различных степеней вскрытия полосообразного пласта. Полученные результаты показали, что несовершенство горизонтальной скважины по степени вскрытия полосообразпого пласта существенно влияет на ее дебит. Характер зависимости между дебитом горизонтальной скважины и степенью вскрытия полосообразпого пласта зависит от отношения длипы пласта к его ширине. Чем больше это отношение, тем выше темп нарастания дебита с увеличением степени вскрытия пласта. Рост производительности несовершенной горизонтальной скважипы, эксплуатирующей полосообразный пласт, паиболее интенсивен до относительного вскрытия приближенно равного 0,4.
Далее исследуется влияние потерь давления в горизонтальном стволе на производительность горизонтальной газовой скважины. В большинстве работ, посвященных притоку нефти к горизонтальной скважине, потери давлепия по стволу скважины не учитываются. Если для нефтяных скважин из-за низкой скорости движения жидкости по стволу пренебрежение потерями давления допустимо, то для горизоптальпых газовых скважин неучет потерь давления может привести к весьма существенным ошибкам при определении показателей их работы. Величина потерь давлепия в горизонтальном стволе зависит от его длины, копструкции скважины, дебита, состава газа и других факторов. Рассматривалась горизонтальная сква-жипа, полностью вскрывшая полосообразный анизотропный газовый
пласт. Для расчета производительности скважины с учетом потерь давления в горизонтальном стволе была решепа система обыкпбвеп-пых дифферепциальпых уравнений, в которой одпо уравиепие описывало стациопарпый приток газа к горизонтальному стволу в условиях нелинейного закона фильтрации, а другое - движение газа в стволе. В промысловой практике встречаются различные конструкции горизонтального ствола. В зависимости от конкретных условий эксплуатации горизонтальный ствол может быть оборудован или необорудован фонтанными трубами. Поэтому дифференциальное уравнение, описывающее движение газа в горизонтальном стволе, было получено как для случая когда ствол оборудован фонтанными трубами, так и для случая когда они в нем отсутствуют. Из-за нелинейности системы дифференциальных уравнений она решалась численно, методом Рунге-Кутта. Решение системы с учетом соответствующих граничных условий позволяет получить характер нарастания дебита и распределение давления по длине горизонтального ствола. На основании проведенных расчетов установлено, что конструкция горизонтального ствола оказывает весьма существенное влияние на показатели работы горизонтальной скважины. Из-за потерь давления в горизонтальном стволе, необорудованном фонтанными трубами, минимальная величина забойного давления будет в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному, при этом на конце горизонтального ствола может возникнуть условие, когда давление на скважине будет практически равно давлению на контурах полосообразного пласта, а приток газа на этом участке пренебрежимо мал. Следовательно, существует оптимальная длина горизонтального ствола, больше которой его увеличение нецелесообразно, так как не приведет к практически заметному увеличению дебита скважины. Оптимальная длина горизонтального ствола зависит от многих факторов (диаметра обсадной колонны, коллекторских свойств пласта, состав газа, депрес-
сіги па пласт в точке перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному и т.д.) и может быть определена из решения полученной системы уравнений.
Если горизонтальный ствол оборудован фонтанными трубами, то минимальная величина забойпого давления будет па башмаке фонтанных труб, при этом их длипа будет определять профиль притока газа к горизоптальпому стволу. В результате проведеппых расчетов установлено, что если первопачальпо горизонтальный ствол не был оборудовал фонтанными трубами, то, опустив в пего фонтанные трубы, можно существенно улучшить равномерность дренирования пласта. Причем существует оптимальная длипа фонтанных труб в горизонтальном стволе, соответствующая максимальному дебиту скважины. При уменьшении длины фонтанных труб от ее оптимального значения дебит скважины убывает, приближаясь к дебиту горизонтального ствола необорудованного фонтанными трубами. При увеличении длипы фоптаппых труб от ее оптимальпого значения дебит скважины резко падает из-за нарастания потерь давления при движении газа в кольцевом пространстве между обсадпой ко-лонпой и фонтаппыми трубами. Оптимальная длина фоптаппых труб зависит от конструкции скважины и параметров пласта и может быть найдена из решепия полученной системы дифференциальных уравнений.
Четвертая глава посвящена определению показателей работы горизонтальных скважин, вскрывших слабоустойчивые коллектора, газовые пласты подстилаемые подошвенной водой и нефтяные оторочки.
Рассматривается задача по определению производительности горизонтальной скважины, вскрывшей слабоустойчивый пласт. Эксплуатация вертикальных скважин, вскрывших слабоустойчивые газоносные пласты ограниченной толщины является одной из сложных проблем, возникающих в процессе разработки месторождений. Эти
трудпости связаны с необходимостью ограничения величины гради-епта давления в пласте, а, следовательно, и дебита скважины, превышение которого приводит к разрушению призабойпой зоны и образованию песчаной пробки. Использование забойных фильтров и укрепление призабойной зоны пласта оказывается не всегда эффективным и долгосрочным. Решепие этой проблемы возможно если использовать горизонтальные скважины, которые обеспечили бы экономически приемлемые дебиты при градиентах давлепия ниже допустимой величины.
Рассматривается полосообразный пласт вскрытый горизонтальной скважиной, установившейся приток газа к которой происходит в условиях нелинейного закона фильтрации. На основании поведенных исследований получено нелинейное уравнение, решение которого дает минимальную величину забойного давления, соответствующую допустимому градиенту давления на стенке горизонтального ствола в точке его перехода от горизонтального перехода к вертикальному. При соответствующих граничных условиях решается система обыкновенных дифференциальных уравнений, позволяющая определить распределение давления и характер нарастания дебита по длине горизонтального ствола с учетом потерь давления при движении газа в нем, при условии что в точке перехода скважины от горизонтального положения к вертикальному на стенке горизонтального ствола будет поддерживаться максимальподопустимыи градиент давления. В результате проведенных расчетов установлено, что, если горизонтальная часть ствола достаточно длинная, то возможен случай, когда в конце горизоптальпого ствола забойное давление может быть практически равно контурному. Следовательно, при вскрытии слабоустойчивых пластов существует оптимальная длина горизонтального ствола, ограниченная допустимой величиной градиента давления па стенке скважины. Если длина горизонтального ствола будет больше оптимальной, то либо часть конечпо-
- 17 -го участка ствола практически не будет работать, либо величина градиента давления па стенке ствола в точке его перехода от горизонтального положения к вертикальному превысит допустимое значение.
Далее приводится аналитический метод для определения дебита горизонтальных скважин, вскрывших газовые пласты, подстилаемые подошвеппой водой.
Рассматривается приток газа к горизонтальной скважине, полностью вскрывшей полосообразный пласт с подошвенной водой, при квадратичном закопе фильтрации в условиях стационарного конуса воды. Допускается, что вблизи горизонтального ствола в пределах зоны h/2 граница раздела газ-вода имеет форму параболы. В результате проведенных исследований получена формула, связывающая безводный дебит горизонтальной скважины, находящейся на произвольном расстоянии от газоводяного контакта, с допустимой депрессией на пласт, которая для предотвращения прорыва конуса воды в горизонтальный ствол вычисляется в соответствии с законом Паскаля. На основании проведенных расчетов получена графическая зависимость увеличения безводного дебита скважины от удаления горизонтального ствола от поверхности контакта газ-вода. Установлено, что наилучшим расположением горизонтального ствола является его нахождение непосредственно у кровли пласта, т.к. в этом случае горизонтальный ствол максимально удалеп от газоводяного контакта, и, следовательно величина безводпого дебита скважины достигает наибольшего значения.
Далее изучается неустановившаяся двухфазная фильтрации газа и воды к горизоптальпой скважине, вскрывшей газовый пласт с подошвенной водой. Для этой цели была использована система дифферепциальпых уравнений в частпых производпых, описывающая двухфазную двухкомпопентную трехмерную неустановившуюся фильтрацию газа и воды с учетом капиллярных и гравитационных сил.
- 18-измепения свойств фаз от давления, анизотропии пласта, а также линейного закона фильтрации для водяной фазы и нелипейпого' для газовой. Рассматривался полосообразный пласт со следующими размерами: длина 1500м, ширина 300м, газонасыщенная мощность Юм, толщина переходной зоны газ-вода 2м, водяной зоны - 30м. Горизонтальная скважина длиной 300м, вскрывшая газонасыщенный пласт на всю его ширину, эксплуатируется в режиме постоянной депрессии. В результате численного решения системы уравнений при соответствующих замыкающих соотношениях, граничном и начальном условиях получены распределения давлений и насыщепностей в пласте в фазах, дебиты газа и воды, потери давления в горизонтальном стволе и коэффициент газоотдачи в процессе разработки пласта для различных вариантов удаления горизонтального ствола от верхней границы переходной зоны газ-вода. Проведенные расчеты показали, что, используя горизонтальные скважины и ограничив депрессию на пласт, можно существенно снизить интенсивность образования конусов подошвенной воды. Удаление горизонтальной скважины от верхпей границы переходной зоны позволяет увеличить дебит газа горизонтальной скважины и сократить сроки разработки пласта. Оптимальным вариантом как с точки зрения максимального дебита газа так и сокращения срока разработки пласта является размещение горизонтального ствола непосредственно у кровли пласта. Расчеты также показали, что при эксплуатации топких газовых пластов с подошвенной водой горизонтальные скважины имеют значительное преимущество над вертикальными. В частности максимальный безводный коэффициент газоотдачи за 14 лет разработки пласта горизонтальной скважиной составил 72,5%, а при эксплуатации этого же пласта вертикальной скважиной за тот же срок только 16%, при этом на протяжении всех 14 лет дебит горизонтальной скважины был в несколько раз выше дебита вертикальной.
Далее рассматривается задача, посвяшеппая определению основных показателей разработки нефтяной оторочки горизонтальной скважипой па примере элемента пласта Средпе-Ботуобипского месторождения при следующих исходных данных: длина 500м, ширина 500м. Толщипы зон: газопасыщенной - 6м, нефтепасыщенной - 10м, водо-насыщенной - 4м, переходных газ-нефть - 2м, нефть-вода - 2м. Горизонтальная скважина длиной 500м, вскрывшая элемент на всю его ширину, пускается в работу в режиме постоянной депрессии с начальным дебитом пефти 40т/сут. Для определения показателей разработки элемента использовалась система дифференциальных уравнений трехмерной нестационарной трехфазной трехкомпонентной фильтрации, учитывающая капиллярные и гравитационные силы, изменение свойств фаз от давления, линейный закон фильтрации для нефтяной и водяной фаз и нелинейный для газовой. Численное решение данной системы уравнений с учетом соответствующих граничного и пачальпого условий, замыкающих соотношений дает распределения давлений и пасыщеппостей фаз в пласте, дебиты горизонтальной скважины по пефти, газу и воде, потери давления в горизонтальном стволе, коэффициенты газоотдачи и нефтеотдачи в процессе разработки элемента. Проведены расчеты по определению показателей разработки нефтяной оторочки, в режиме истощения и с поддержанием пластового давления закачкой воды через нагнета-телыгую горизонтальную скважину параллельную эксплуатационной, но находящуюся на противоположном контуре элемента.
В режиме истощения элемента рассмотрено три варианта расположения горизонтальной скважины. Вариант В-! - по середине нефтепасыщенной толщипы. 1Ь2 - па Зм ниже пижпей границы переходной зопы газ-нефть. В-3 - па Зм выше верхней границы переходной зоны пефть-вода. Результаты расчетов показывают, что перемещение горизонтального ствола от середины нефтяной оторочки на Зм выше вызывает более интенсивное по сравнению с В-1 загазовывание
-20-горизонталыюй скважины конусом газа из шапки, приводя к резкому возрастанию дебита газа и увеличению темпа падения дебита нефти. В тоже время прорыва в скважину пластовой воды пе происходит. Интенсивный отбор газа приводит к резкому падению пластового давления, в следствии чего срок разработки залежи уменьшается до 6 лет и снижается конечный коэффициент нефтеотдачи п. (в В-2 пш=12.2%, против п„=15.4% в В-1 и В-3). Смещение горизонтального ствола от середины оторочки на Зм ближе к верхпей границы переходной зоны нефть-вода приводит к более быстрому обводнению скважины ( В В-3 вода в продукции скважины появляется через 11 месяцев, а в В-1 - через 3 года эксплуатации элемента). В тоже время прорыв конуса газа удаляется с 0.5 года в В-1 до 1 года в В-3. Кроме того, удлиняются сроки разработки залежи, с 10 лет в В-1 до 12 лет в В-3, хотя конечный коэффициент нефтеотдачи не изменяется. Конечный коэффициент газоотдачи во всех трех вариантах практически одинаковый и составляет 84%, что говорит о том, что его величина не зависит от расположения горизонтального ствола относительно верхней и нижней границ нефтепасыщенной зоны. С точки зрения конечных коэффициентов нефтеотдачи и газоотдачи, а также времени разработки элемента, наиболее выгодным является В-1, т.е. расположение горизонтального ствола посередине нефтепасыщенной толщины.
В дополнение к трем рассмотренным выше вариантам, была исследована возможность разработки этого же элемента вертикальной скважиной. Вертикальная скважина пускалась в работу с той же депрессией, что и горизонтальная в В-1;2;3. Коэффициент нефтеотдачи на 12 год разработки элемента вертикальной скважины составил только 4.5%, что в 3.4 раза меньше, чем конечная нефтеотдача в В-1;3, а коэффициент газоотдачи - 6%, против 84% в В-1;3. Таким образом, ясно показано преимущество горизонтальной скважины над вертикальной при разработке нефтяпой оторочки Средне-Ботуобин-
-21 -ского месторождения.
Для определения показателей разработки элемепта пефтяпой оторочки горизонтальной скважипой с поддержапием пластового давлепия закачкой воды, было рассмотрено три варианта расположения пагпетательпой горизоптальпой скважины. Вариант В-1В -пагпетателъпая скважина равпоудалепа от верхней и нижней границы пефтепасьпцеппой зопы, т.е. находится па одпой глубине с добывающей. В-2В - нагнетательная скважина равноудалена от верхней и пижпей границ газовой шапки. В-ЗВ - опа расположена непосредственно на верхпей границе переходной зоны газ-нефть. Из результатов расчетов, следует, что при поддержании давления закачкой воды коэффициент нефтеотдачи оторочки на протяжении всего периода эксплуатации элемента значительно выше, чем при разработки его на истощение. Конечный коэффициент нефтеотдачи в В-1В составил 40.5%, в В-2В и В-ЗВ - 47.5%. В-1В характеризуется более низкой нефтеотдачей, чем В-2В и В-ЗВ, что связапо с системой поддержания пластового давлепия. В случае закачки воды в середину пефтепасыщенпой толщины в В-1В в следствии интенсивного падения давлепия в шапке из-за отбора из пее газа и поддержания давлепия в пефтяпой оторочке происходит ее деформация и переток нефти в газовую шапку. Нефть, перетекая в шапку, фактически "размазывается" по пласту и безвозвратно теряется. Из-за закачки воды в газовую шапку в В-2В и В-ЗВ в течении первых 3 лет эксплуатации элемепта происходит интенсивный рост коэффициента газоотдачи до 40%. После обводнения газонасыщенной части элемента коэффициент газоотдачи возрастает значительно медленнее и па копец разработки составляет 56%. Коэффициент газоотдачи в B-IB возрастает более монотонно и- на протяжении всего периода разработки элемепта меньше, чем в В-2В и В-ЗВ. Конечный коэффициент газоотдачи в В-1В составляет 53%. Следует подчеркнуть, что при поддержании давления закачкой воды конечный коэффициент газоот-
.-22-дачи ниже, чем при разработки этого элемента на истощение. Это происходит из-за того, что при закачке воды значительная часть запасов газа в шапке остается невытесненной водой, т.е. находится в "защемленном" состоянии. С точки зрения конечного коэффициента нефтеотдачи элемента, В-2В и В-ЗВ безусловно являются более выгодными по сравнению с В-1В.
Анализ полученных результатов показывает, что использование систем горизонтальных скважин для разработки пефтяных оторочек позволит получить коэффициент нефтеотдачи в несколько раз больший, чем их разработка вертикальными скважинами.
Выводы.
Анализ имеющихся исследований по фильтрации флюидов к горизонтальным скважинам показывает, что работы, посвященные газовым скважинам, весьма малочисленны и практически все выполнены при линейном законе фильтрации, при этом, отсутствуют методы расчета производительности горизонтальных газовых и газонефтяных скважин и ее изменения в процессе разработки с учетом нелинейности закона фильтрации.
Проведенные в диссертации исследования позволили:
-
Разработать приближенные, но в достаточной для практики степени точные аналитические методы определения производительности горизонтальных газовых скважин при нелинейном законе фильтрации. Сравнение результатов, полученных по приближенным методам, с результатами численного решения уравнения трехмерной нестационарной нелинейной фильтрации газа показывает, что приближенные методы позволяют определить производительность горизонтальных газовых скважин с погрешностью не превышающей 3.9% от истинной величины дебита.
-
Изучить влияние расположения ствола горизонтальной скважины относительно кровли и подошвы пласта на ее производительность, что является весьма важной практической задачей при
вскрытии газоносных пластов с подошвенной водой. Устаповлепо, что смещение горизонтального ствола от середины толщипы изо-троппого пласта к его кровле или подошве одинаково пезпачитель-но снижает дебит скважины. Для приведенного примера, соответствующего параметрам Средне-Ботуобипского месторождения, максимальное отклонение дебита составило 3 %.
3. Определить влияпие расположения горизонтального ствола
относительно боковых границ полосообразного пласта на дебит
скважины. Установлено, что смещение ствола от его центрального
расположения к одной из границ пласта приводит к снижению деби
та скважины. Для рассмотренного примера при расположении гори
зонтального ствола непосредственно у границы дебит скважины со
ставляет 33% от дебита при его центральном расположении.
-
Установить влияние степени вскрытия полосообразного пласта па дебит горизонтальной скважины. Численное решение постав-лепной задачи показало, что степепь вскрытия полосообразного пласта горизоптальпой скважиной существенно влияет па ее производительность и зависит от отпошепия длины пласта к его ширине. Определепа зона паибольшего влияния степени вскрытия пласта па дебит горизонтальной скважины и даны обобщенные безразмерные графические зависимости для учета влияния несовершенства па ее дебит.
-
Определить влияние потерь давления в горизонтальной части ствола па производительность горизонтальной скважины. Показано, что в отличие от нефтяных, в газовых скважинах влияние потерь давления может быть существенным и зависит от конструкции скважин и параметров пласта. Для совершенной горизонтальной скважи-пы путем совместного решения дифференциальных уравнений пели-пейпой фильтрации газа в пласте и его движения по стволу установлены закономерности нарастания дебита и распределения давления по длине горизонтального ствола для различных конструкций
-24-скважины. Показано, что оборудование горизонтального ствола фонтанными трубами существенно влияет на характер дренирования залежи, при этом существует оптимальная конструкция фонтанных труб, обеспечивающая максимальный дебит скважины.
-
Предложить методику расчета дебита горизонтальной скважины, вскрывшей слабоустойчивые коллектора при установившейся нелинейной фильтрации газа. Полученное решение позволило определить минимальное забойное давление в зоне перехода ствола от горизонтального положения к вертикальному, при котором с учетом потерь давления в стволе обеспечивается допустимый градиент давления. Проведенные расчеты показали, что при достаточно длинном горизонтальном стволе возможен случай, когда в конце ствола забойное давление может оказаться практически равным контурному. Поэтому, для таких пластов существует оптимальная длина горизонтального ствола, больше которой его увеличение нецелесообразно.
-
Разработать методику расчета дебита горизонтальной скважины, расположенной в газовом пласте с подошвенной водой на произвольном расстоянии от ГВК. Как следовало ожидать, наилучшим расположением горизонтального ствола оказалось его нахождение у кровли пласта.
-
Изучить неустановившуюся трехмерную нелинейную фильтра цию газа и линейную фильтрацию воды путем численного решепш дифференциальных уравнений многофазной фильтрации с учетом гравитационных и капиллярных сил и изменения свойств фаз от давления, анизотропии пласта на примере элемента Средне-Ботуобинско-го месторождения. Из полученных результатов следует, что, путем размещения горизонтального ствола у кровли и ограничения деп рессии на пласт, с помощью горизонтальных скважин можно сущее твенно снизить интенсивность конусообразования и увеличиті производительность скважин. Коэффициент газоотдачи при этом дій
рассматриваемого примера за 14 лет составляет 72.5% против 16% при использовании вертикальных скважин.
9. Определить показатели разработки полосообразпого элемента пефтяпой оторочки Средпе-Ботуобипского месторождения, вскрытого горизонтальной скважиной, па основе числеппого решения системы дифференциальных уравнений нестационарной трехмерной трехфазной фильтрации с учетом нелинейного закона фильтрации для газа и линейного - для нефти и воды, изменения свойств флюидов от давления, капиллярных и гравитационных сил. Показано, что приближение горизонтального ствола к ГНК при разработке элемента на истощение приводит к интенсивному загазовыванию и увеличению темпа падения дебита нефти, при этом, темп падения давления в газовой шапке выше, чем в нефтяной части, что приводит к перетоку нефти в газовую шапку и расформированию нефтяной оторочки. Поэтому, в результате резкого падения пластового давления, сокращается срок разработки залежи и снижается коэффициент нефтеотдачи. При расположении ствола ближе к ВНК происходит более быстрое обводпепие скважины. Сравнение различных вариантов разработки в режиме истощения для рассмотренного примера показало па целесообразность размещения горизонтального ствола па равпом расстоянии от ГНК и ВНК. Установлено, что коэффициент нефтеотдачи в режиме истощения элемента с помощью вертикальной скважины в 3,4 раза ниже, чем с использованием горизонтальной. В случае поддержания пластового давления закачкой воды для различных вариантов расположения нагнетательной горизонтальной скважины коэффициент нефтеотдачи оторочки в 3 раза превышает его значения, полученные в . режиме истощепия и составляет 40 -47.5%.
