|
УДК 622.276 |
© Э.С. Закиров, 1996 |
К ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКЕ СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Э.С.
Закиров (ИПНГ РАН)В течение последнего десятилетия во всех нефтегазодобывающих странах широко используются горизонтальные скважины. Такие скважины позволяют снижать затраты на добычу нефти и газа и даже минимизируют вредное воздействие на окружающую среду (вследствие сокращения числа скважин на разработку месторождений).
Вместе с тем известны случаи, когда бурение горизонтальных скважин не оправдывало возлагавшихся надежд. Поскольку фирмы-операторы, занимающиеся бурением горизонтальных скважин, не заинтересованы в рекламе своего негативного опыта, объективную картину установить затруднительно. Тем не менее, имеются отдельные публикации, освещающие недостаточную эффективность применения таких скважин [1,4].
Например, анализ среднесуточных дебитов 68 горизонтальных скважин, эксплуатирующихся в России с января 1993 г. по март 1994 г., показывает, что по 11 горизонтальным скважинам (или 16 % их общего числа) дебиты нефти были меньше дебитов сопоставимых вертикальных скважин [1].
Эти и другие подобные факты актуализируют следующие две проблемы:
выявление причин недостаточной эффективности применения горизонтальных скважин с целью сокращения числа неудачных проектов и повышения результативности новых скважин;
поиск альтернативных решений с целью устранения недостатков горизонтальных скважин и сокращения возможного риска их использования.
Результаты исследований в рамках первой проблемы опубликованы автором в 1996 г. Они убедительно показывают, что слоистое строение продуктивных пластов, анизотропия коллекторских свойств, соотношение проницаемостей и запасов отдельных пропластков в значительной мере предопределяют степень эффективности применения горизонтальных скважин. При
этом особую значимость приобретает место расположения горизонтальной скважины в разрезе пласта. От этого зависят не только ее дебит, но и конечное значение коэффициента извлечения нефти (КИН), темпы обводнения добываемой продукции и т.д.Поиск наиболее эффективного типа скважин применительно к слоисто-неоднородным коллекторам с гидродинамически сообщающимися пропластками привел к понятию псевдогоризонтальной скважины [5]. Под псевдогоризонтальной скважиной понимается скважина
с длиной рабочего ствола в пределах продуктивного пласта, соизмеримой с протяженностью традиционно применяемых горизонтальных скважин, с небольшим углом наклона к горизонтальной поверхности (доли градуса, первые градусы), пересекающая весь продуктивный пласт от кровли до подошвы.Возможно, что такой тип скважины нельзя отнести к категории принципиально новых. Например, о подобных скважинах упоминается еще в книге А.М.
Григоряна – основоположника и энтузиаста горизонтального бурения в СССР [2]. Однако такие скважины он рекомендовал для вскрытия серии изолированных друг от друга пропластков и пластов. Но в отличие от него в настоящей работе, как и ранее (Закиров Э.С.,1996), акцентируется внимание на слоисто-неоднородных коллекторах с газо-, гидродинамической связью между пропластками.Наряду с вертикальными и горизонтальными скважинами широкое распространение. особенно в Западной Сибири, получили так называемые наклонные скважины [3]. Однако и этот тип скважин отличается от предлагаемого. Так, наклонные скважины характеризуются значительным
углом наклона к горизонту, а следовательно, сравнительно небольшой протяженностью рабочего ствола в пределах продуктивного горизонта.Для вводимого типа скважин предлагается специфичное понятие не для проявления некой оригинальности, а лишь для привлечения внимания к их перспективности. Ибо, как оказывается, псевдогоризонтальная скважина удачно устраняет недостатки как горизонтальных, так и вертикальных скважин. Как следствие она еще и объединяет достоинства этих типов скважин.
Для подтверждения сказанного приведем результаты двух серий расчетов на основе математической модели трехмерной трехфазной фильтрации в пропластках слоисто-неоднородного по коллекторским свойствам пласта. Как и ранее (Закиров Э.С., 1996), рассматривается двухслойный пласт, профильный
разрез которого и соответствующие сеточные аппроксимации области интегрирования определяются вариантами использования горизонтальной, вертикальной и псевдогоризонтальной скважин (рис. 1,2). При этом горизонтальная и псевдогоризонтальная скважины имеют одинаковую длину рабочего ствола, равную 600 м, тогда как интервал дренирования вертикальной скважины ограничен толщиной пласта 30 м.Рассматриваемый элемент пласта – пропласток дренируется скважиной одного из указанных типов. На тыльном торце выделенного пропластка симметрично помещается соответствующий тип нагнетательной скважины. В обоих вариантах горизонтальные скважины размещаются в нижнем пропластке. Расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами составляет 800 м, ширина вдоль торца – 1200 м.
В модельных расчетах давление на забое нагнетательной скважины равняется 27 МПа, а на забое эксплуатационной – 23 МПа.
Другие исходные данные таковы: толщина верхнего пропластка – 20 м,
нижнего – 10 м, коэффициенты пористости – 20 и 10 % соответственно верхнего и нижнего пропластков. Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях – 3,72 мПа·с, воды – 0,5 мПа·с. Модельные значения фазовой проницаемости приведены в работе автора (1996).Ограничивающим условием окончания разработки рассматриваемого элемента принята обводненность продукции 95 %.
Определение показателей разработки для случаев использования горизонтальных и вертикальных скважин проводилось на основе традиционных численных алгоритмов. Однако эти алгоритмы, как оказалось, непригодны для прогнозирования показателей разработки с помощью псевдогоризонтальных скважин из-за необходимости принятия во внимание тензорной природы коэффициента проницаемости. Поэтому для таких расчетов пришлось создавать соответствующие численный алгоритм и компьютерную программу.
Вариантное моделирование позволило обнаружить следующие характерные закономерности.
Результаты расчетов
XVI варианта (рис. 3) основываются на том, что коэффициенты проницаемости верхнего и нижнего пропластков равны 0,2 и 1,0 мкм2 соответственно, а отношение коэффициентов проницаемости вдоль и поперек напластования составляет 30. В этом варианте расчетов для псевдогоризонтальных скважин результаты получены двумя методами учета тензорной природы проницаемости при прогнозировании показателей разработки. При этом автор отдает большее предпочтение тому методу, согласно которому получена зависимость, обозначенная на рис. 3 кривой 4.Результаты расчетов
XV варианта (рис. 4) отличаются от предыдущего варианта тем, что коэффициенты проницаемости по латерали в верхнем и нижнем пропластках равняются уже соответственно 0,2 и 0,6 мкм2, а параметр анизотропии составляет 10.Анализ выполненных расчетов позволяет отметить следующее. Псевдогоризонтальная скважина характеризуется чуть меньшим дебитом по сравнению с горизонтальной скважиной и позволяет резко сократить сроки выработки запасов нефти по сравнению с вертикальной. При этом в обоих вариантах псевдогоризонтальные скважины обеспечивают наибольший КИН по сравнению как с горизонтальными, так и вертикальными скважинами.
Таким образом, анализ результатов исследований свидетельствует, что псевдогоризонтальные скважины в случае слоисто-неоднородных коллекторов имеют значительное преимущество. Очевидно, что применение псевдогоризонтальных скважин в таких коллекторах устраняет фактор риска, присущий горизонтальным скважинам. Дополнительными достоинствами псевдогоризонтальных скважин являются: снижение требований к точности ориентации ствола скважины в пространстве; облегчение условий бурения и строительства скважины, а также проведения геофизических и ремонтных работ.
Сложнее обстоит дело со слоисто-неоднородными коллекторами, например в пласте, когда пропластки изолированы друг от друга непроницаемыми разностями. Часто оказывается, что таких пропластков в продуктивном разрезе много и бурение горизонтальных скважин на каждый пропласток или маломощный пласт экономически не оправдано. Вертикальными скважинами можно вскрывать все пропластки одновременно. Однако в случае низких коллекторских свойств такой подход не обеспечивает требуемой рентабельности.
Пример использования псевдогоризонтальных скважин приведен на
рис. 5. К сожалению, в случае изолированности пропластков друг от друга данный тип скважины не может быть очень эффективным. Это объясняется тем, что "следы" пересечения скважиной, например, верхнего пропластка оказываются сильно разнесенными в пространстве от "следов" пересечения нижнего пропластка. В таких условиях эффективность поддержания пластового давления значительно снижается, особенно в низкопроницаемых коллекторах.Поэтому целесообразно перейти к использованию не отдельных скважин, а скважинных систем. Думается, что это наиболее перспективный путь освоения слоисто-неоднородных коллекторов. Эти системы найдут применение и при разработке многопластовых месторождений, так как позволят реализовать пообъектную систему добычи нефти или газа. Пример такой скважинной системы дается на
рис. 6, который, видимо, не нуждается в дополнительных пояснениях. Отметим только, что современные технические средства позволяют реализовать такой подход к разработке многопластовых, низкопродуктивных месторождений нефти и газа.Достоинство рассматриваемой скважинной системы заключается в достижении сколь угодно эффективного дренирования всего разреза, интенсификации процессов извлечения углеводородов при значительных коэффициентах нефте- и газоотдачи пласта. Кроме того, появляется возможность создания высокодебитных скважин. При этом один шлейф, одно устьевое оборудование, один вертикальный ствол обслуживают значительное число горизонтальных и наклонных стволов.
Естественно, что применение таких скважинных систем целесообразно рекомендовать при освоении низкопродуктивных многослойных или многопластовых месторождений, поскольку в последних имеются достаточно ограниченные возможности для регулирования процессов разработки. В случае же высокопродуктивных многопластовых месторождений реальны и традиционные подходы, а также забуривание на каждый пласт отдельного горизонтального ствола. Кроме того, оправдано забуривание из одного вертикального ствола на каждый в отдельности пласт двух-четырех горизонтальных стволов, что также представляется реализацией идеи создания и использования скважинных систем.
ВЫВОДЫ
1. В слоисто-неоднородных коллекторах при наличии гидродинамической связи между пропластками использование предлагаемых псевдогоризонтальных скважин представляет эффективную альтернативу горизонтальным и вертикальным скважинам.
2. Скважинные системы целесообразно использовать при разработке изолированных пропластков слоисто-неоднородных коллекторов или многопластовых месторождений.
ЛИТЕРАТУРА
In case of layered-nonuniform reservoirs and hydrodynamic relation between interlayers, using pseudo-horizontal wells, seems to be an effective alternative to horizontal and vertical wells. By a pseudo-horizontal well is implied such a well which length of operating hole within producing formation is comparable with extent of traditionally employed horizontal wells; a well inclined to horizontal surface at a low angle; a well intersecting the whole producing cross-section from top up to bottom of the formation. When interlayers are isolated, to develop the layered-nonuniform reservoirs or multihorizon field it is found advisable to use the well systems. Their advantage allows to achieve an effective draining of the entire section, to intensify hydrocarbon recovery processes at significant oil and gas recovery factors. Besides, it provides a possibility for creating high output wells. In this case, one gathering line, one wellhead equipment, one vertical borehole are served by a large number of horizontal and inclined holes.
Рис.1. СЕТОЧНАЯ АППРОКСИМАЦИЯ ПЛАСТА ДЛЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ И ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИН
Рис.2. СЕТОЧНАЯ АППРОКСИМАЦИЯ ПЛАСТА ДЛЯ ПСЕВДОГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
Рис.3. СРАВНЕНИЕ ДИНАМИКИ НАКОПЛЕННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ СКВАЖИН
Скважина
1 - горизонтальная, 2 - вертикальная, 3,4- псевдогоризонтальнаяРис.4. СРАВНЕНИЕ НАКОПЛЕННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ СКВАЖИН
Скважина:
1 - горизонтальная, 2 - вертикальная, 3 - псевдогоризонтальнаяРис.5. ТРАЕКТОРИЯ ПСЕВДОГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ В КОЛЛЕКТОРЕ С ИЗОЛИРОВАННЫМИ ПРОПЛАСТКАМИ
Рис.6. РЕКОМЕНДУЕМАЯ СКВАЖИННАЯ СИСТЕМА
