Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обобщение теоретических исследований в области фильтрации жидкости к горизонтальным участкам скважин
1.1 Виды и характеристика притоков, возникающих при фильтрации жидкости к горизонтальным участкам скважин
1.2 Обобщение теоретических исследований в области фильтрации жидкости к нескольким горизонтальным окончаниям одной скважины, вскрывающим один эксплуатационный объект ..
1.3 Обзор аналитических решений для описания фильтрации жидкости к горизонтальным окончаниям скважин с наличием трещин разрыва .
1.4 Методы интерпретации гидродинамических исследований
Глава 2. Разработка и проверка методики решения двумерной задачи нестационарной фильтрации, адаптированной для изучения процессов фильтрации жидкости в пластах
2.1 Разработка методики решения двумерной задачи нестационарной фильтрации и реализация в программе «КС-метод»
2.2 Проверка методики путем интерпретации модельных кривых и сравнения с аналитическими зависимостями .
2.3 Решение задачи об учете влияния непроницаемых границ на производительность скважин с горизонтальным окончанием с помощью разработанной методики и сравнение с методом суперпозиции
2.4 Анализ видов притоков к горизонтальным участкам скважин с использованием разработанной методики
2.5 Интерпретация данных гидродинамических исследований наклонно-направленных скважин с одним или двумя горизонтальными стволами
2.6 Выводы по главе 2. .
Глава 3. Апробация разработанной методики на данных гидродинамических исследований месторождений Западной Сибири и доказательство полученных решений .
3.1 Апробация методики на наклонно-направленных скважинах с горизонтальными окончаниями Крайнего месторождения.
3.1.1 Краткая характеристика Крайнего месторождения
3.1.2 Доказательство решений об учете влияния непроницаемых границ и различного поведения пластовой системы при пуске и остановке скважины на примере данных гидродинамических исследований пласта БС102 Крайнего месторождения
3.2 Апробация методики на наклонно-направленных скважинах с двумя горизонтальными окончаниями Ачимовского месторождения.
3.2.1 Краткая характеристика Ачимовского месторождения .
3.2.2 Анализ эффективности работы скважин с одним и двумя горизонтальными окончаниями и проблемы контроля за разработкой при вскрытии нескольких пластов на Ачимовском месторождении...
3.2.3 Анализ достоверности определения основных параметров пласта при проведении гидродинамических исследований, проводимых на скважинах Ачимовского месторождения
3.2.4 Повышение эффективности контроля за разработкой юрских пластов Ачимовского месторождения путем интерпретации данных гидродинамических исследований скважин с двумя горизонтальными стволами
3.3 Выводы по главе 3 .
Основные выводы и рекомендации
Список использованных источников .
- Обобщение теоретических исследований в области фильтрации жидкости к нескольким горизонтальным окончаниям одной скважины, вскрывающим один эксплуатационный объект
- Обзор аналитических решений для описания фильтрации жидкости к горизонтальным окончаниям скважин с наличием трещин разрыва
- Проверка методики путем интерпретации модельных кривых и сравнения с аналитическими зависимостями
- Доказательство решений об учете влияния непроницаемых границ и различного поведения пластовой системы при пуске и остановке скважины на примере данных гидродинамических исследований пласта БС102 Крайнего месторождения
Введение к работе
Актуальность темы
При разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов в коллекторах Западной Сибири применяются наклонно-направленные скважины с одним или несколькими горизонтальными участками. В последние пять лет около 10% вводимых из бурения скважин имеет горизонтальный ствол. Только за первую половину 2012 года нефтяными компаниями пробурено более 400 таких скважин. В связи с этим возникла проблема усложнения геофизического и гидродинамического контроля за разработкой месторождений, которая не имеет оптимального решения. Известные методы исследования параметров пластов и процессов, происходящих в них, разрабатывались для скважин с вертикальным или наклонным вскрытием. К трудностям гидродинамического контроля скважин с одним или двумя горизонтальными участками относятся – длительное время перераспределения давления, несоответствие между работающей и вскрытой частью горизонтального ствола, наложение показателей работы двух стволов в многозабойных скважинах, отсутствие аналитических решений для случаев с наличием непроницаемой границы.
Для повышения уровня достоверности определяемых параметров контроля разработки, таких как проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор, продуктивность, работающая длина ствола, расстояние до барьера, необходима разработка новых методов интерпретации гидродинамических исследований скважин с одним или двумя горизонтальными участками.
Цель работы
Повышение эффективности контроля разработки нефтяных месторождений путем совершенствования методов гидродинамических исследований продуктивных пластов при эксплуатации наклонно-направленных скважин с одним или двумя горизонтальными окончаниями.
Основные задачи исследования
-
Разработка методики изучения процессов притока жидкости к горизонтальному участку скважины в двумерной постановке.
-
Теоретические исследования в области фильтрации к горизонтальной части скважины с учетом влияния непроницаемых границ.
-
Разработка решения для обработки гидродинамических исследований двухствольных скважин с горизонтальными окончаниями, вскрывающих два гидродинамически несвязанных пласта с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами.
-
Практическая апробация на нефтяных месторождениях Западной Сибири.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования является эксплуатационная наклонно-направленная скважина с одним или двумя горизонтальными участками, вскрывающими два продуктивных пласта; предметом – гидродинамические исследования скважин.
Научная новизна
-
Разработана методика решения двумерной задачи нестационарной фильтрации, адаптированная для изучения процессов фильтрации жидкости в пластах, в том числе с наличием непроницаемых границ, при дренировании их горизонтальными окончаниями наклонно-направленных скважин.
-
Получено решение, позволяющее проводить интерпретацию данных гидродинамических исследований двухствольных скважин с горизонтальными окончаниями, вскрывающих два пласта с одинаковыми коллекторскими свойствами.
-
Установлено, что процессы перераспределения давления в пласте при пуске и остановке скважин с горизонтальными участками характеризуются различными видами притоков.
Практическая ценность работы
-
-
-
-
Предложено проводить гидродинамический контроль за разработкой в одно- и двухствольных скважин с горизонтальными участками с использованием программного продукта «КС-метод», который позволяет интерпретировать данные исследований на нестационарных режимах, в том числе в пластах с наличием геологических нарушений.
-
Предлагаемая методика внедрена при интерпретации данных гидродинамических исследований Крайнего и Мегионского месторождений, что позволило уточнить фильтрационные параметры пласта и установить наличие непроницаемой границы. Рекомендована для дальнейшего оперативного контроля за разработкой участков, разбуренных наклонно-направленными скважинами с горизонтальными участками («Дополнение к проекту разработки Мегионского месторождения», 2011). Предложена для интерпретации данных гидродинамических исследований одно- и двухствольных наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками на Ачимовском месторождении.
Основные защищаемые положения
1. Методика интерпретации данных гидродинамичесих исследований в наклонно-направленных скважинах с горизонтальными окончаниями, в том числе расположенных в пластах с наличием непроницаемых границ.
2. Выделение различных характеристик смены видов притока при обработке кривых изменения давления в процессе пуска и остановки скважины.
3. Применение методики, реализованной в программе «КС-метод», для обработки данных гидродинамических исследований двухствольных наклонно-направленных скважин с горизонтальными окончаниями.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Область исследования включает разработку методики для интерпретации данных гидродинамических исследований (ГДИ) с использованием численных методов и привлечением компьютерных технологий, что позволяет осуществить имитационное моделирование процессов фильтрации жидкости в пласте при эксплуатации наклонно-направленными скважинами с горизонтальными окончаниями.
Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пункту 5.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2011 г.), а также на следующих международных и межрегиональных научно-практических и научно-технических конференциях: «Новые технологии – нефтегазовому региону» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2008 г.); «Нефть и газ – 2008» (Москва, РГУНиГ им. Губкина, 2008 г.); «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.); «Теория и практика увеличения методов нефтеотдачи» (Москва, ВНИИнефть, 2009, 2011 гг.); VII международный молодежный нефтегазовый форум (Казахстан, Алматы, КазНТУ, 2010 г.); Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче (Москва, 2010 г.); «Нефтегазовые горизонты» (Москва, РГУНиГ им. Губкина, 2010, 2011 гг.); «Восток встречает Запад» (Польша, Краков, AGH University, 2011 г.); «Современные проблемы освоения недр» (Белгород, БелГУ, 2011 г.); «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2011 г.); «Рассохинские чтения» (Ухта, УГТУ, 2012 г.); «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, НИИ ТПУ, 2012 г.).
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 14 печатных работ, в том числе три статьи в изданиях, рекомендованных ВАК России и одно авторское свидетельство о регистрации программы на ЭВМ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающих 139 наименований. Работа изложена на 119 страницах машинописного текста, включая 52 рисунка и 5 таблиц.
Обобщение теоретических исследований в области фильтрации жидкости к нескольким горизонтальным окончаниям одной скважины, вскрывающим один эксплуатационный объект
Проблеме исследования фильтрации жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам посвящено большое количество работ. По данной теме опубликованы труды Телкова А.П. [13], Табакова В.П. [12], Борисова Ю.П. [12], Пилатовского В.П. [12], Алиева З.С. [3], Сомова Б.Е. [3], Чекушина В.Ф. [3], Черных В.А. [78], Иктисанова В.А. [26] и других.
Формула Борисова Ю.П. [12] является одной из самых первых зависимостей для определения дебита многоствольной горизонтальной скважины: (1.16) где п — число стволов, — угол наклона ствола от вертикали, l — длина отдельного ствола, м, х(п) – переменная, равная 4; 2; 1,86; 1,78 при количестве горизонтальных стволов 1; 2; 3 и 4 соответственно.
Если рассматривать только два ствола, а расстояние между ними составит a=90, то уравнение (1.16) превращается в уравнение этого же автора для горизонтальных стволов. Тогда l равняется половине горизонтальной скважины. Авторами формулы (1.16) были рассмотрены лишь прямые стволы равной длины, при этом предполагалось, что они должны находиться на одинаковом расстоянии друг от друга. Переменная x(n) характеризует влияние стволов друг на друга. В действительности, стволы могут иметь различную длину, конфигурацию и расположение относительно друг друга. Авторами Григулецким В.Г. и Никитиным Б.А. [1] была оценена степень влияния составных частей уравнения на итоговый дебит многоствольной горизонтальной скважины с помощью модифицированной формулы (1.18), учитывающей анизотропию пласта: (1.17) где b = — анизотропия. Чтобы определить дебит многоствольной горизонтальной скважины существует также уравнение [26]: (1.18)
При условии n=2, получаем формулу Joshi, в которой вместо значения половины оси эллипса подставляется радиус контура питания, в то время как фильтрация к точечному стоку в вертикальной плоскости описывается формулой Борисова Ю.П.
Для определения дебита жидкости куста скважин с горизонтальными стволами было предложено решение Меркуловым В.П. [1]: , (1.19) где d – эксцентриситет, параметры а , b , с ,l рассчитываются по формулам: , , , Таким образом, на сегодняшний день для оценки дебитов горизонтальных скважин с несколькими стволами разработаны решения для однородного изотропного коллектора. Во всех случаях используются допущения об одинаковой длине стволов и их забойном давлении, при этом рассмотрены только простейшие геометрические формы взаимного расположения. Все предложенные решения применимы только для стационарной фильтрации. Данные условия свидетельствуют о значительном упрощении представлений о фильтрации, которые могут не соответствовать действительности. В работах Алиева З.С. [4] предлагается решения, основанной на создании геолого-математических моделей конкретных залежей, в которых будут располагаться горизонтальные стволы. Точность расчетов при таком подходе будет зависеть от достоверности используемых данных и размеров самих ячеек. Применение геолого-гидродинамического моделирования является очень трудоемким процессом.
Обзор аналитических решений для описания фильтрации жидкости к горизонтальным окончаниям скважин с наличием трещин разрыва
Исследованиям фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам после гидроразрыва пласта было посвящено очень незначительное количество исследований. Изучением этих вопросов занимались следующие авторы: Raghavan R. [126], Joshi S.D. [114], Azari M., El-Rabaa W., Suprunowicz R., Butler R.M., Economides M. [101], Phan Zi Phei [72], Кабиров М.М. [72], Мукминов И.Р.
Стоит отметить, что в пласте при проведении ГРП в горизонтальной скважине могут формироваться как продольные, так и поперечные трещины, что связано с направлением линий минимальных главных напряжений (рисунок 1.7). Создание трещин в вертикальной плоскости необходимо для увеличения вертикальной проницаемости пласта. Последовательность и вид притоков, возникающих в пласте, также зависит от направления трещин. Автор Bourde D. [92], обобщая опыт вышеприведенных исследователей, описывает следующие виды притока: 1) радиально-линейный или билинейный, 2) линейный, 3) псевдорадиальный. Рисунок 1.7 – Трещины, возникающие при гидроразрыве пласта в горизонтальной скважине: а) продольные, б) поперечные. В поперечных трещинах на ранних стадиях возникает радиально-линейный приток (рисунок 1.8, а), причем радиальное течение образуется внутри самой трещины к стволу горизонтальной скважины, а линейное течение от пласта к краям трещины. На производной билогарифмического графика такой приток может изменять наклон от 0 до 0,5.
При наличии продольной трещины на ранних стадиях возникает билинейный приток (рисунок 1.8, б), то есть проявляются два линейных течения, одно из которых – в трещине, а другое – от пласта к краям трещины. Диагностицировать данный вид притока на производной билогарифмического графика можно по наклону, равному 0,25.
Поскольку данные виды притока являются двойными, идентифицировать их крайне сложно. Помимо этого, на ранних стадиях проявляется влияние объема ствола. Таким образом, при нестационарных исследованиях очень сложно получить представление о фильтрационных свойствах трещины. В дальнейшем, по мере распространения поля давления в пласте возникают линейный и псевдорадиальный приток к горизонтальной скважине, которые были подробно рассмотрены в 1.1. Рисунок 1.8 – Схема первоначальных притоков к горизонтальной скважине после ГРП: а – билинейный; б – радиально-линейный. Фильтрация жидкости к скважинам, на которых имеется несколько трещин, практически не описана в работах современных авторов, однако существуют некоторые алгоритмы, предполагающие вносить определенные допущения для трансформации задач в более простые, хорошо изученные в подземной гидромеханике. Мукминов И.Р. [49] предлагает рассматривать приток к горизонтальной скважине с несколькими трещинами как одномерный приток к совершенной галерее вертикальных скважин (рисунок 1.9). При этом в работе отмечается, что этот алгоритм подходит для продольных трещин, а для поперечных погрешность не превышает 5%. Рисунок 1.9 – Системы трещин согласно Мукминову И.Р.: а – продольных, б – поперечных.
Для определения дебита элемента горизонтальной скважины с ГРП автором была предложена следующая зависимость: , (1.20) где K – функция полного эллиптического интеграла; – функция размеров одиночного фильтрационного элемента, оцениваемая как ; – потенциалы скоростей притока жидкости от прямолинейного контура питания на расстоянии L и притока к совершенной галерее соответственно; lГРП – полудлина трещины ГРП; S – расстояние между двумя соседними трещинами; L – расстояние до контура питания. В таком случае при , что является очень вероятным значением, значение мало, поэтому формулу (1.28) можно преобразовать к виду: (1.21) Phan Zi Phei и Кабиров М.М. [72] при постановке задачи использовали следующие условия: высота трещины равна нефтенасыщенной толщине; пласт имеет двухсторонний контур питания, а линии контура питания параллельны вертикальной трещине; кровля и подошва пласта имеют замкнутые границы и перпендикулярны вертикальной трещине; длина горизонтального ствола равняется ширине залежи. Благодаря этим допущениям, была выведена формула для фильтрации единичного элемента (рисунок 1.10, б), в котором предусматривается приток сначала к трещине, а затем по ней к горизонтальной скважине. Рисунок 1.10 – Схема горизонтальной скважины после ГРП согласно Phan Zi Phei и Кабирову М.М.: а – система трещин, б – единичный элемент. Суммарный дебит горизонтальной скважины с несколькими трещинами (рисунок 1.10, а) находится как сумма дебитов всех единичных трещин. , (1.22) где pk, pcfi – давление на контуре питания и на забое в точке пересечения i-ой трещины и скважины соответственно; bi – длина i-го элемента, м; Lfi – средняя длина i-ой трещины, м; a – ширина единичного элемента, м; kfi – проницаемость i-ой трещины, м2; сi – ширина i-ой трещины, м; n – количество трещин. После ряда упрощений и ввода учета анизотропии пласта, уравнение примет следующий вид: (1.23) где – коэффициент анизотропии, равный , kh – горизонтальная проницаемость пласта, м2, kv – вертикальная проницаемость пласта, м2, kf – проницаемость трещины, м2, hf – толщина трещины, м.
Таким образом, имеющиеся на сегодняшний день решения для горизонтальный скважины после гидроразрыва пласта основаны на ряде допущений, которые не всегда применимы к условиям реальных пластов. Фильтрация жидкости к таким скважинам изучена недостаточно, несмотря на то, что технологии многоступенчатого ГРП уже активно применяются на месторождениях всего мира, в том числе и в России. Фактически, многоступенчатые ГРП проводились не только в одиночных, но и в многозабойных горизонтальных скважинах. Теоретическими же задачами изучения таких скважин современные авторы не занимались. Возможно, это связано со сложностью постановки задачи. Для определения продуктивности и эффективности подобных скважин чаще всего прибегают к помощи гидродинамических симуляторов. Однако их применение связано с рядом сложностей, таких как сложность моделирования трещин, необходимость мельчения сетки вблизи них, большие временные затраты. Простых аналитических методов решения подобных задач просто не существует.
Проверка методики путем интерпретации модельных кривых и сравнения с аналитическими зависимостями
Для проверки разработанного метода зададимся некоторыми параметрами: k = 1010-15 м2, h = 10 м, н = 1мПас, В = 1,2 ед., Рпл = 30 МПа, Рз = 20 МПа, rc = 0,1 м; L= 500 м, Rк = 1000 м. Подобно гидродинамическим симуляторам, нам необходимо создать сетку из ячеек определенных размеров. В данном случае для получения достоверного результата понадобится сетка размером 100 х 100 ячеек, в середине которой будет располагаться ствол горизонтальной скважины. Далее решается прямая задача для достижения установившихся потоков при заданных условиях, в результате которого получаем распределения давления в пласте. Обратная задача решается методом последовательной смены стационарных состояний, в результате чего получаем зависимость депрессии от времени. Метод решения прямой и обратной задач был рассмотрен в 2.1. Однако для начала необходимо определить дебит скважины.
Расчет выполним по следующей методике: 1) Как известно, вблизи горизонтальной скважины приток является линейным. Поскольку при решении прямой задачи были получены значения давлений во всех ячейках, запишем полученные показатели перепада давления в каждой из ячеек, окружающей горизонтальную скважину (таблица 2.1). В нашем случае достаточно записать значения лишь одной стороны, поскольку распределение будет симметричным по причине симметричного расположения самой горизонтальной скважины. В данном примере рассматриваются 50 блоков размерностью 20х20 м (рисунок 2.10). 2) Найдем дебит для каждой из ячеек, для этого воспользуемся законом Дарси , поскольку у нас имеются симметричные ячейки, то можно упростить расчеты, преобразовав формулу в вид для расчета дебитов двух противоположных блоков - . В таблице 2.1 рассчитан дебит сразу для двух симметричных блоков. К примеру, суммарный дебит нефти 1 и 26 блоков будет составлять 17,9 м3/сут. 3) Складываем дебиты нефти всех блоков и получаем величину дебита нефти – 201,55 м3/сут. Таким образом, мы решили плоскую задачу фильтрации.
Сразу стоит отметить, что вклад различных блоков в дебит нефти будет отличаться, что связано с проявлением краевых эффектов. Другими словами, при достижении стационарного состояния линейный поток будет нарушаться.
Однако более доказательным способом проверки алгоритма служит расчет гидропроводности посредством интерпретации данных кривой восстановления давления, которую мы можем построить с помощью нашего численного метода. Для начала необходимо напомнить, что изначально были заданы такие параметры как проницаемость, толщина пласта и вязкость нефти. Пользуясь этими параметрами несложно найти гидропроводность пласта прямым способом .
Рассмотрим кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах, полученную численным методом с заданными нами параметрами (рисунок 2.11). Как видно из рисунка, большой прямолинейный участок отчетливо характеризует сформировавшийся поздний радиальный приток. Зная 2 точки пласта (1 и 2 на рисунке 2) несложно найти наклон кривой, а соответственно и определить гидропроводность . Рисунок 2.11 – Кривая восстановления давления в полулогарифмических координатах, полученная в результате численного моделирования
Рассматривая вышеприведенные формулы более детально можно отметить, что они содержат одни и те же структурные части. Общей для всех является часть , характеризующая фильтрационные свойства пласта. Знаменатель в этих формулах лишь описывает несколько отличающуюся геометрию зоны дренирования. Во всех случаях знаменатель состоит из двух слагаемых, характеризующих радиальный приток, как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскости. В вертикальной плоскости описывается первоначальный радиальный приток, который возникает в первые минуты работы скважины, пока распределение давления в пласте не достигнет верхней и нижней границ пласта. Он описывается общим для всех видом - . В горизонтальной плоскости рассматривается плоскорадиальный приток к горизонтальной скважине подобно вертикальной, где вместо радиуса скважины подставляется значение ее длины, а также в этой части вносятся корректировки на геометрию зоны дренирования.
Как видно, основной упор у различных исследователей делается на создание собственного вида зоны дренирования для позднего радиального притока. В связи с этим встает вопрос о том, насколько расчеты по этим формулам будут различаться между собой. Анализируя формулы, можно выявить, что факторами, влияющими на разность теоретических расчетов, будут толщина пласта h, длина горизонтального ствола скважины L и радиус контура питания Rк. При заданных условиях наименьший дебит нефти получается согласно формуле Joshi – 211,79 м3/сут, будем считать его базовым и сравним расчеты по другим методам с этим значением. Практически идентичен оказался расчет по формуле Борисова – 211,80 м3/сут (+0,01%), чуть больше дебит нефти по формуле Giger – 213,40 м3/сут (+0,76%). Как видно, разница дебитов нефти по данным зависимостям очень мала, теперь необходимо определить, как влияет вариация трех выявленных нами параметров. С уменьшением толщины пласта h расхождение по формулам увеличивается, однако при любых значениях не превышает 0,8%. С увеличением же нефтенасыщенной толщины h, наоборот, уменьшается.
С уменьшением длины горизонтального участка ствола L расчеты по трем формулам приближаются друг к другу, что объясняется тем, что при уменьшении длины, задача все в большей степени сводится к решению для вертикальной скважины с плоскорадиальным притоком. С увеличением же длины расхождение начинает расти, однако даже при максимально допустимой длине при заданном контуре питания (1000 м) расхождения по формуле Борисова и Giger составляют 0,14% и 5,29% соответственно, что не так много, учитывая, что все решения предназначены для условий, когда горизонтальный ствол меньше контура питания.
Третьим параметром является радиус контура питания скважины. При его увеличении достоверность формул должна повышаться, при этом увеличивается их сходимость. При максимальном же понижении радиуса контура питания до величины длины горизонтального ствола (500 м), получаем расхождения 0,13% (формула Борисова) и 5,19% (формула Giger).
Таким образом, можно сделать вывод о том, что различная геометрия зон дренирования очень незначительно влияет на расчетный дебит нефти, особенно учитывая то, что фактические входные дебиты очень редко сходятся даже с данными компьютерного моделирования. Усложнение расчетных формул не привело к более точным результатам по сравнению с формулой Борисова, предложенной еще в 1964 году.
При этом стоит отметить, что во всех формулах в расчетах практически не учитывается линейный приток к горизонтальному стволу, влияние которого возрастает с увеличением длины горизонтального участка.
Дебит, определенный в результате построения численных моделей, на 4,8 % ниже, чем расчетный дебит по формуле Борисова, однако такое расхождение вполне объяснимо, поскольку аналитические решения не могут в полной мере учесть все виды притоков, возникающие при фильтрации жидкости к горизонтальной скважине.
Доказательство решений об учете влияния непроницаемых границ и различного поведения пластовой системы при пуске и остановке скважины на примере данных гидродинамических исследований пласта БС102 Крайнего месторождения
Горизонтальные скважины пласта БС102 сконцентрированы на юго-восточном участке (рисунок 3.2), который характеризуется низкими нефтенасыщенными толщинами. Разработка таких пластов системой наклонно-направленных скважин малоперспективна. Применение технологии горизонтального бурения позволяет сделать разработку запасов в данной зоне экономически рентабельной.
На этом участке пробурены следующие наклонно-направленные скважины с вертикальным окончанием - №№ 65Р, 5320, 5323, 5328, а также горизонтальные скважины - №№ 5321, 5324, 5325, 5326, 5329, 5343. Практически все скважины работают, в бездействии находятся скважины 5325 и 5343 (рисунок 3.3).
Как видно из рисунка, неразбуренной остается центральная часть данного участка. Однако стоит отметить, что данная карта представлена для объекта в целом. Если рассматривать объект в отдельности по пластам и пропласткам, то будет выявлено множество литологических нарушений ввиду крайне сложного геологического строения, причем одна из линий глинизации условно проводится по западной границе линии скважин №№ 5329-5326-5323. Косвенно это подтверждается сравнением скважин №№ 5321, 5326. Обе скважины находятся в одинаковых геолого-физических условиях, однако при этом дебит жидкости скважины № 5321 в четыре раза выше, чем скважины № 5326. В целом же снижение дебита, не считая влияния зоны глинизации, можно объяснить множеством причин, поэтому данного подтверждения явно недостаточно. Неясность вопроса с наличием или отсутствием зоны глинизации усложняет задачу дальнейшей разработки данного участка и может привести к ошибкам при проектировании скважин.
Оценить наличие границы и влияние ее на работу скважин можно с помощью гидродинамических исследований. На данном участке замеры изменений давления с последующей их обработкой проводились для скважин №№ 65Р, 5323, 5325 и 5326. Как упоминалось выше, предполагаемая граница может проходить в западной части, поэтому в первую очередь интерес представляют замеры, проведенные в скважинах №№ 5323, 5326. Вид зоны глинизации и предполагаемое размещение представлено на рисунке 3.4. Обе скважины являются горизонтальными. Стоит напомнить, что на сегодняшний день не существует аналитических решений, позволяющих учесть влияние непроницаемой границы на работу горизонтальной скважины. Соответственно, обработка гидродинамических исследований при наличии линии глинизации, является весьма затруднительной. Однако в 2.3 был предложен способ решения данной задачи с использованием алгоритма, основанного на численных методах. Рассмотрим исследования в горизонтальных скважинах более подробно.
Замеры давления в скважине № 5325 были осуществлены во время операций по гидроразрыву пласта. Манометр во время исследования располагался под пакером и с его помощью осуществлялся контроль над проведением гидроразрывов пласта, освоением скважины и процессом восстановления давления. Для дальнейших расчетов кривая пересчитана на глубину ВНК пласта. Обзорный график данного исследования представлен на рисунке 3.5. После каждого ГРП замерялась кривая восстановления давления. Красным цветом на рисунке обозначены фактические замеры, а синим – интерпретация полученных данных. Из-за малого времени замера оценить влияние границ по данным КВД не представляется возможным. Напомним, что процесс влияния границы горизонтальной скважины длителен и зависит, главным образом, от длины ствола и его расположения относительно границы. К тому же, в данном случае интерпретация осложнена влиянием трещин разрыва.
Стоит обратить внимание и на то, что подгонка аналитического решения под фактические данные проведена с учетом модели радиального гомогенного неограниченного пласта. В процессе подгонки получена неплохая сходимость результатов, но нужно помнить о том, что современные программы для обработки ГДИ позволяют получить одно и то же решение разными способами, варьируя параметры и исходные допущения. В скважине № 5326 проводились замеры КВД, КПД и КВУ. Фактический профиль скважины приведен на рисунке 3.6 синим цветом.
Первый замер был проведен в декабре 2007 года с регистрацией кривой восстановления уровня на устье (рисунок 3.7). Исходные данные изменения уровня были пересчитаны на забойное давление и приведены к глубине ВНК пласта. Данное исследование характеризуется недостаточным временем замера давления (около 50 часов) и большой дискретностью записи. Помимо того, при записи КВУ, как правило, появляются дополнительные шумы, которые не позволяют точно оценить параметры пласта. На диагностическом графике видно плохое совмещение фактических данных и модельных кривых. Стоит отметить еще тот факт, что максимального совпадения удалось добиться с использованием модели с двумя параллельными непроницаемыми границами.
Позднее, в феврале – марте 2008 года, было проведено еще одно исследование (рисунок 3.8), совмещающее в себе как цикл снижения давления (КПД), так и восстановления в течение длительного времени (КВД). Несмотря на то, что регистрация забойного давления проведена с помощью датчика, входящего в состав компоновки ЭЦН, полученные данные характеризуются большей достоверностью по сравнению с данными КВУ. - зависимость депрессии от времени,
Суммарное время кривых изменения давления составляет порядка 660 часов, из которых около 460 часов приходится на цикл восстановления давления. Длительное время замера позволяет в достаточной степени изучить процессы перераспределения давления в зоне дренирования горизонтальной скважины, а также сравнить данные, полученные при интерпретации данных КПД и КВД.
Напомним, что разработанный алгоритм позволяет моделировать восстановление давления для скважин после отработки. Таким образом, становится возможным проверить сходимость модели путем сравнения с фактическими данными КВД скважины №5326. Помимо этого, в пределах зоны дренирования данной скважины находится предполагаемое литологическое ограничение, что позволит проверить также адекватность полученного решения для учета влияния непроницаемой границы, если эта граница в действительности существует и оказывает влияние на скважину. Данное исследование было уже обработано ранее с помощью программ «PanSystem» и «Ecrin Saphir», тем интереснее сравнить полученные результаты. В процессе обработки было осуществлено совмещение результатов данных КВД и КПД. Несмотря на то, что обе кривые должны отображать одинаковую динамику, в действительности данные КВД и КПД существенно разнятся (рисунок 3.9). Красным цветом обозначены кривые зависимости давления и ее производной от времени для участка КПД, синим цветом обозначены аналогичные кривые для КВД.
Похожие диссертации на Повышение эффективности гидродинамического контроля за разработкой нефтяных месторождений
-
-
-
