CC BY
19
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», № 2, 2022
25.00.17 (2.8.4) РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ УДК 622.23.05 И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Колев Ж. М., Мамчистова Е. И., Скареднов А. А., Грачева С.К., Рогозина Т.В.
ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» АО Производственно-геологическое объединение «Тюменьгеология»
ОБОСНОВАНИЕ пРИМЕНЕНИя СКВАЖИН
с волнообразным горизонтальным окончанием для условий
СРЕДНЕБОТуОБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИя
DOI: 10.37493/2308-4758.2022.2.3
Введение. В настоящее время большинство разрабатываемых залежей
нефти относятся к категории сложнопостроенных месторождений. Специфика и основные трудности разработки таких залежей определяются условиями залегания в продуктивном горизонте, резко различающихся анизотропией пласта, а также наличием подстилающей пластовой воды. Особенно остро стоит вопрос эксплуатации скважин сложной геометрии. В качестве модели предложена разработанная авторами математическая модель, позволяющая описать приток к добывающей скважине сложной геометрии. Полученные результаты при применении авторской модели и сравнение данных с известными формулами притока к горизонтальной скважине показали хорошую сходимость. Предложенная модель однофазного притока позволяет прогнозировать потенциальный дебит волнообразной скважины при разработке Среднеботуобинского месторождения.
Материалы и методы
исследований. В работе рассматривается разработанная авторами математическая модель, позволяющая описать приток к добывающей скважине сложной геометрии. Полученные результаты при применении авторской модели и сравнение данных с известными формулами притока к горизонтальной скважине показали хорошую сходимость. Показана зависимость производительности скважины с волнообразной траекторией от анизотропии и количества циклов синусоиды. Определена область применения скважин с волнообразной траекторией и применение предлагаемой модели однофазной фильтрации для прогнозирования продуктивности волнообразной скважины вскрывшей нефтяную оторочку ботуобинского горизонта с газовой шапкой и подошвенной водой.
Результаты исследований
и их обсуждение. Совместное решение уравнения распределения пластового давления и давления в стволе скважины позволяет получить систему уравнений, решением которой являются дебиты сегментов скважины. Горизонтальную скважину можно рассматривать как особую форму волнообразной скважины, поскольку индекс вол-нообразности равен нулю. В работе предложена численно-аналитическая модель для прогнозирования и оценки продуктивности волнообразных скважин. Полученные результаты при применении авторской модели и сравнение данных с известными формулами притока к горизонтальной скважине показали хорошую сходимость. Показана зависимость производительности скважины с волнообразной траекторией от анизотропии и количества циклов синусоиды. Также предложена численно-аналитическая модель для прогнозирования и оценки продуктивности волнообразных скважин.
Выводы. Таким образом, путем численного моделирования в программном
комплексе tNavigator обосновано применение скважин с волнообразным горизонтальным окончанием для условий разработки Среднеботуобинского месторождения. Установлено, что низкая вертикальная проницаемость существенно снижает скорость движения границы раздела фаз «нефть-газ» и «нефть-вода». Разработанная модель притока к скважине сложной геометрии позволяет учитывать вертикальную неоднородность коллектора, траекторию скважины. Показала хорошую сходимость результатов с известными формулами притока к горизонтальному окончанию нефтяной скважины.
Ключевые слова: продуктивность скважины; скважина сложного профиля; анизотропия пласта; вертикальная проницаемость.
Kolev Zh. M., Mamchistova E. I., Skarednov A. A., Gracheva S.K., Rogozina T.V.
Introduction.
Tyumen industrial University Tyumen industrial University Tyumen industrial University Tyumen industrial University
JSC Production and Geological Association "Tyumengeology"
Rationale for the Application of Wells with a Wave-Shaped Horizontal Termination for the Conditions of the Srednebotuobinskoye Field
Currently, most of the developed oil deposits are classified as complex fields. The specificity and main difficulties in the development of such deposits are determined by the conditions of occurrence in the productive horizon, which differ sharply in the formation anisotropy, as well as the presence of underlying formation water. The issue of operating wells of complex geometry is especially acute. As a model, a mathematical model developed by the authors is proposed, which
makes it possible to describe the inflow to a production well of complex geometry. The results obtained when applying the author's model and comparing the data with the known formulas for the inflow to a horizontal well showed good convergence. The proposed single-phase inflow model makes it possible to predict the potential flow rate of an undulating well during the development of the Srednebotuobinskoye field.
Materials and methods
of research. The paper considers a mathematical model developed by the authors,
which makes it possible to describe the inflow to a production well of complex geometry. The results obtained when applying the author's model and comparing the data with the known formulas for the inflow to a horizontal well showed good convergence. The dependence of well productivity with a wavy trajectory on the anisotropy and the number of sinusoid cycles is shown. The area of application of wells with an undulating trajectory and the application of the proposed single-phase filtration model for predicting the productivity of a undulating well that has penetrated the oil rim of the Botuobinsky horizon with a gas cap and bottom water are determined.
Results and Discussion.
Conclusion.
The joint solution of the equation for the distribution of reservoir pressure and pressure in the wellbore makes it possible to obtain a system of equations, the solution of which is the flow rates of the well segments. A horizontal well can be considered as a special form of undulating well as the undulation index is zero. The paper proposes a numerical-analytical model for predicting and evaluating the productivity of undulating wells. The results obtained when applying the author's model and comparing the data with the known formulas for the inflow to a horizontal well showed good convergence. The dependence of well productivity with a wavy trajectory on the anisotropy and the number of sinusoid cycles is shown. A numerical-analytical model is also proposed for predicting and evaluating the productivity of undulating wells.
Таким образом, путем численного моделирования в программном комплексе tNavigator обосновано применение скважин с волнообразным горизонтальным окончанием для условий разработки Среднеботуобинского месторождения. Установлено, что низкая вертикальная проницаемость существенно снижает скорость движения границы раздела фаз «нефть-газ» и «нефть-вода». Разработанная модель притока к скважине сложной геометрии позволяет учитывать вертикальную неоднородность коллектора, траекторию скважины. Показала хорошую сходимость результатов с известными формулами притока к горизонтальному окончанию нефтяной скважины.
Key words:
well productivity; complex profile well; formation anisotropy; vertical permeability.
Введение
В настоящее время большинство разрабатываемых залежей нефти относятся к категории сложнопостроенных месторождений. Специфика и основные трудности разработки таких залежей определяются условиями их совместного залегания в продуктивном горизонте, резко различающихся по компонентному составу и физическим свойствам, а также наличием подстилающей пластовой воды.
При эксплуатации нефтегазовых залежей важным элементов является траектория и конструкция горизонтальной скважины. Актуальным является рассмотрение задач для конкретных условий разработки с использованием современных методических подходов к расчету. Выработка нефти с трудноизвлекаемыми запасами характеризуется рядом технических, технологических и экономических ограничений, создающих препятствия для освоения таких объектов, а также ставящих под сомнение эффективность продолжения эксплуатации технологических комплексов. Отсюда просматривается общая схема разработки трудноизвлекаемых запасов как сочетание детальной структуризации залежей, геолого-технологической систематизации запасов и целенаправленного подбора технологий к их разновидностям.
Материалы и методы исследований
Геологические критерии дифференциации разных групп трудноизвлекаемых запасов различны, при этом общая методология сводится к расчленению залежи как совокупности элементарных геологических тел на однородные элементы, поддающиеся опознанию и локализации посредством доступной и массовой информации. Волнообразные скважины являются одной из альтернатив горизонтальным скважинам при разработке пластов c низкой вертикальной проницаемостью или пластов в которых невозможно проведение гидроразрыва пласта. В случае волнообразной траектории скважины по продуктивному пласту, ствол скважины может вскрывать каждый из пропластков несколько раз [1]. Описание керна скважин Среднеботуобинского месторождения осуществлялось геологами Средне-Ленской НГРЭ ПГО «Лена-
нефтегазгеология». Микроизучение керна и определения коллек-торских свойств в основном выполнены в лабораториях ЯКТЭ и ЛЭИС ПГО «Ленанефтегазгеология» и ВНИИГИСа. Стандартные исследования керна пилотных стволов проводились институтом ИННГГ СО РАН, специальные исследования ОАО «ТомскНИПИ-нефть ВНК» и ЗАО «НИПИНЕФТЕГАЗ». На основании рассмотренных данных появилась возможность применения скважин с синусоидальной траекторией ствола по продуктивному пласту, позволяющей увеличить площадь зоны дренирования в вертикальном направлении.
В работе рассматривается разработанная авторами математическая модель, позволяющая описать приток к добывающей скважине сложной геометрии. Полученные результаты при применении авторской модели и сравнение данных с известными формулами притока к горизонтальной скважине показали хорошую сходимость. Определена область применения скважин с волнообразной траекторией и применение предлагаемой модели однофазной фильтрации для прогнозирования продуктивности волнообразной скважины вскрывшей нефтяную оторочку ботуобинского горизонта с газовой шапкой и подошвенной водой.
Результаты исследований и их обсуждение
Геологические критерии дифференциации разных групп трудноизвлекаемых запасов всевозможные, при этом общая методология сводится к расчленению залежи как совокупности элементарных геологических тел на однородные элементы, поддающиеся опознанию и локализации посредством доступной и массовой информации. Волнообразные скваины являются одной из альтернатив горизонтальным скважинам при разработке пластов низкой вертикальной проницаемостью. Рассматривается подход к разработке залежей крупных газонефтяных месторождений Западной Якутии, где сложились предпосылки для его реализации. В результате обобщения информации об основных продуктивных пластах, содержащих нефтяные оторочки, получено представление об условиях залегания нефтесодержащих горизонтов. На основании рассмотренных данных исследований появилась возможность
установить закономерности физико-термодинамических процессов, происходящих в залежи, а также использовать результаты при обосновании коэффициента извлечения и выборе оптимального варианта разработки.
Среднеботуобинское месторождение расположено на территории Западной Якутии. В непосредственной близости от Средне-ботуобинского месторождения разведаны и числятся на госбалансе Таас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Севе-ро-Нилбинское, Хотого-Мурбайское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения или разработке. Для месторождения характерно интенсивное проявление блоковой тектоники, которая привела к формированию четырех крупных тектонических блоков: Центрального, Западного, Восточного и Северного, осложненных, в свою очередь, разломами более мелкого порядка. Все выделенные нарушения считаются гидродинамическими барьерами. Доказанная нефтегазонос-ность месторождения связана в первую очередь с отложениями бо-туобинского горизонта, в котором содержится большинство запасов нефти .
Доказанная продуктивность Центрального тектонического блока Среднеботуобинского месторождения связана с отложениями ботуобинского горизонта венда и с нижнекембрийскими карбонатными отложениями билирской свиты - осинский горизонт, пласты О-1 и 0-11. Принимая во внимание о стратегии освоения месторождения, следует учитывать тот факт, что практика разработки нефтяных оторочек основана на организации барьерного заводнения, регулировании темпов отборов нефти и закачки воды с целью минимизации потерь. Современная практика разработки запасов оторочек нефти перекрываемых газовой шапкой и подстилающей водой, предполагает широкое применение горизонтальных скважин. Важным является экономический результат, который предопределяет порядок освоения запасов углеводородов, очередность и темпы разбуривания пластов, их статус: основной объект или объект возвратный. Таким образом, с точки зрения геолого-технологических условий, в пределах Центрального тектонического блока Среднеботуобинского месторождения объектами раз-
работки являются пласты Бт и О - I + II. Отбор керна проводился в процессе бурения с целью изучения литологии, стратиграфии, коллекторских свойств пород, выявления в разрезе возможно продуктивных пород. Наибольшее количество кернового материала отобрано в интервалах залегания осинского продуктивного горизонта билирской свиты и ботуобинского продуктивного горизонта бюкской свиты. Сведения о проходке с отбором керна, выносе керна из продуктивных пластов в скважинах Центрального блока и Курунгского ЛУ представлены в таблице 1.
Таблица 1. СВЕДЕНИЯ О ВЫНОСЕ КЕРНА ИЗ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
СРЕДНЕБОТУОБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Table 1. Information about core recovery from productive formations Srednebotuobinskoye field
Горизонт Пласт Залежь Число скважин с отбором керна Проходка, м Линейный вынос керна, м Вынос керна, %
Осинский О -I 23 413,3 282,8 68,4
O- -II 18 252,2 168,1 66,7
Всего: 41 665,5 450,9 67,8
Ботуобинский Бт I 26 796,3 577,9 72,6
II 8 178,1 119,8 67,3
III 2 50,6 26,9 53,2
IV 12 284,7 115,7 40,6
V 7 189,7 153,7 81,0
Всего: 55 1499,4 994,0 66,3
Применение скважин с синусоидальной траекторией ствола по продуктивному нефтенасыщенному пласту позволяет увеличить площадь зоны дренирования в вертикальном направлении [2]. Вследствие чего зависимость их производительности от вертикальной проницаемости больше, чем в случае горизонтальных скважин. Для оценки их эксплуатационных характеристик предлагается множество стационарных и нестационарных моделей притока к горизонтальным скважинам в пласте замкнутой формы. Стационарные модели притока флюида, как правило, приводятся для резервуаров эллиптической или прямоугольной формы.
Существуют известные модели притока к горизонтальной скважине в однородном пласте: модель S.D. Joshi [3], представленная в 1988 году и модель Economides, M. J [4] (1996). S.D. Joshi разделил трехмерную задачу фильтрации на две двумерные задачи, чтобы получить модель притока к горизонтальному стволу.
Формула S. D. Joshi [5] для эллиптического пласта с границами применимости L > h и L < 1,8 RK имеет вид:
где Q -к -h -Ap -
И -L -
Гс -
а -
2nkh Ар (ix
^ , ln[a + ^a2-(Q,5Lf) ч , h , , h ч' ^ '
^ 0,51-") + IT 1П (-^Г)
объемный дебит, м3/с; проницаемость однородного пласта, м2; мощность пласта, м;
разность давлений на контуре питания и стенке скважины, Па;
динамическая вязкость пласта, Пас; длина горизонтального окончания, м; радиус скважины, м; большая полуось зоны дренирования, м.
L
а = — л 2]1
1
—+ 2
1 ( 2 R., — +
\4
(2)
Для прямоугольной формы модели притока были представлены Butler R.M.[4] и Furui K. [6]. Хотя их модели получены различными методами, результаты, получаемые при при-
ft в
1 t 111 1 t 1
\
^---1----*
1 1 I
1 1 1 1 1 1 1 1 1
в
в
в
+
h-2а
Рис 1. Схема притока к ГС в вертикальном и горизонтальном пла-
не по S.D. Joshi.
Fig 1. Scheme of inflow to HW in vertical and horizontal plan along S . D . Joshi .
менении этих моделей очень похожи. Модель Butler R.M. [5] была получена путем применения принципа суперпозиции и метода бесконечного отображения точечного стока относительно кровли и подошвы пласта, а модель Furui K. основана на методе конечных элементов. Эти модели предполагают отсутствие границы потока в верхней и нижней частях пласта, направление z и постоянное давление в направлении x. Модель Butler R.M. позволяет при прогнозировании дебита горизонтальной скважины учитывать ее расположение относительно границ пласта в вертикальном направлении. В 2003 году Furui K. [6] представила модель притока к горизонтальному стволу, разделив поток в горизонтальную скважину на два режима: радиальный поток вблизи ствола скважины и линейный поток вдали от ствола скважины. Модель притока к горизонтальному окончанию Babu D.K., Odeh A.S. [7] позволяет учитывать нестационарную фильтрацию в коллекторе в форме параллелограмма при условии, что ствол скважины параллелен оси у. Приведенные выше модели описывают однофазный приток к открытому горизонтальному стволу, вскрывающему однородно-анизотропный коллектор.
Как правило, модели притока к горизонтальным скважинам не учитывают эффект отклонения траектории скважины от прямолинейной, проходящей по середине продуктивного пласта, что в действительности не так. Обычно горизонтальная скважина не является строго горизонтальной, и почти каждая скважина имеет некоторое отклонение траектории ствола скважины по вертикали. Многими исследователями [8-10, 13] отмечается, что приток к горизонтальному волнообразному стволу нефтяной скважины имеет U-об-разную форму, то есть дебит участков в середине ствола ниже, чем участков на носке и пятке, а также меньше дебиты участков близких к границам пласта ниже, чем находящихся в середине пласта. Goktas B., Ertekin T. [10] показали, что поле пластового давления с большой амплитудой изменения траектории ствола по вертикали существенно отклоняются от создаваемого работой горизонтальной скважины, а, следовательно, прогнозирование производительности волнообразной скважины с помощью модели горизонтальной скважины дает ощутимую погрешность.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Обоснование применения скважин с волнообразным горизонтальным окончанием . . Колев Ж.М., Мамчистова Е.И., Скареднов А.А., Грачева С.К., Рогозина Т.В.
Скважины с волнообразной траекторией по продуктивному пласту нашли свое применение на месторождениях с низкой вертикальной проницаемостью. Для расчета профиля притока к скважинам сложного профиля авторами разработана методика для расчета траектории волнообразного ствола при длине горизонтального участка до 2000 м. Для сравнения приведем профиль притока к строго горизонтальному окончанию, размещенного в середине пласта с теми же фильтрационно-емкостными свойствами.
Для обоих траекторий по продуктивному пласту приток в носке и пятке выше чем в сегментах скважины посередине, так как сегменты на концах скважины имеют большую зону дренирования и для них отсутствует интерференция со стороны соседних сегментов. Как видно из рисунка 2, волнообразная скважина на всем протяжении вскрытия продуктивного пласта работает с большей производительностью, чем горизонтальная, потому что волнистость профиля дает возможность скважине вести добычу в вертикальном направлении при аномально низкой вертикальной проницаемости. Дебит волнообразной скважины составил 52,8 м3/сут, тогда как горизонтальной 34,6 м3/сут. В работе [12] показано, что при рассмотрении течения нефти по стволу скважины можно принять забойное давление постоянным по всей длине горизонтального окончания.
Оценим влияние анизотропии на эффективность применения волнообразной скважины. Произведем расчет притока к волнообразной скважине с двумя циклами и сравним результаты с горизонтальной скважиной той же длины, варьируя вертикальную проницаемость (ку = 0,07, 0,3, 15 мД). Исходные данные приведены в таблице 2.
В однородном пласте кк = ку = 0,15 мД, дебиты волнообразной и горизонтальной скважин практически не различаются, однако с уменьшением вертикальной проницаемости дебиты сегментов волнообразной скважины на участках, удаленных от границ пласта, существенно выше.
На рисунке 4 показана зависимость отношения продуктивнос-тей волнообразной и горизонтальной скважин при изменении анизотропии (вертикальной проницаемости ку). При вертикальной проницаемости равной долям мД видно существенное увеличение де-
Рис. 2. Профили притока к волнообразной и горизонтальной сква-
жине и траектория волнообразной скважины с двумя циклами
Fig 2 . Inflow profiles to undulating and horizontal wells and undulating well trajectory with two cycles
Таблица 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ПРОФИЛЕЙ ПРИТОКА
ПРИ РАЗЛИЧНОЙ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ Table 2. Initial data for calculation of inflow profiles at various vertical permeability
Параметр Обозначение Значение Размерность
Расстояние до контура питания Rk 2000 м
Динамическая вязкость нефти f 5 сП
Проницаемость в горизонтальном направлении kh = kx = 15 • 10-15 мкм2
Радиус скважины Гс 0,12 М
Давление на контуре питания Рк 150 бар
Давление в точке входа в пласт Pi 100 бар
Длина ствола по продуктивному пласту L 20 м
Длина сегмента скважины l 20 м
Количество слагаемых в ряде суммы E 200 ед.
Таблица 3. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА
Table 3. Calculation results
Отношение проницаемостей, kh \К Дебит ГС, м3/сут Дебит волн., м3/сут Оволн.ЮгС
1 154 151 0,98
5 83 82 0,99
15 57 63 1,11
50 34 52 1,3
215 17 45 2,65
kv = 0,07 мД Волн
Координаты по стволу, м
ГС
kv = 0,03 мД —— Волн
---ГС
kv = 15 мД —— Волн
---ГС
Рис. 3. Профили притока к волнообразному и горизонтальному
окончанию при различной вертикальной проницаемости.
Fig 3 . Inflow profiles to undulating and horizontal terminations at different vertical permeability.
волн.
Оволн/Огс
Рис. 4. Отношения продуктивностей волнообразной
и горизонтальной скважин.
Fig 4 . The ratio of the productivity of undulating and horizontal wells
бита скважины с волнообразным профилем по сравнению с горизонтальным. Это объясняется как геометрическими параметрами траектории волнообразного окончания, так и увеличением площади дренирования, особенно в вертикальном направлении. При отношении проницаемостей kh/kv>20 наблюдается увеличение дебита скважины с волнообразной траекторией по пласту по сравнению с горизонтальной.
Рассмотрим исследование влияния количества циклов волнообразной скважины на ее продуктивность в анизотропном пласте с отношением проницаемостей kh /kv = 15 / 0,3 = 50 при изменении количества циклов синусоиды.
В ходе вычислительных экспериментов, результаты которых приведены на рисунке 5 и сведены в таблице 4, установлено, что с увеличением количества циклов увеличивается и эффективная площадь контакта с коллектором в вертикальном направлении, и, следовательно, увеличивается и приток к каждому сегменту ствола за исключением участков вблизи непроницаемых границ пласта. Близость к непроницаемым границам снижает дебит сегментов волно-
Таблица 4. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ДЕБИТА ПРИ РАЗЛИЧНОМ КОЛИЧЕСТВЕ
ЦИКЛОВ
Table 4. The results of the calculation of the flow rate for a different number of cycles
Количество циклов синусоиды Дебит ГС, м3/сут Дебит волн., м3/сут 0.олн./0гС
0 34,64 34,64 1
1 34,64 46,63 1,35
2 34,64 52,88 1,53
3 34,64 55,29 1,60
4 34,64 56,58 1,63
Рис. 5. Профили притока к волнообразному и горизонтальному
окончанию при различной вертикальной проницаемости.
Fig . 5 . Investigation of the influence of the number of cycles of an undulating well on its productivity in an anisotropic reservoir.
образной скважины с зенитным углом близким к 90° по отношению к соответствующим участкам горизонтального ствола, однако сегменты, находящиеся в середине продуктивного пласта дают кратно большие дебиты, и в результате общая продуктивность волнообразной скважины вскрывающей пласт с низкой вертикальной проницаемостью выше чем продуктивность ствола с горизонтальной траекторией.
Однако, увеличение количества циклов волнообразного окончания не ведет к кратному увеличению дебита, так как при увеличении площади дренирования в вертикальном направлении увеличивается и интерференция между близко расположенными друг к другу сегментами скважины. Следовательно, можно рекомендовать использование 2-х или 3-х циклов волнообразного окончания [13].
Рассмотрим возможность применения однофазной модели для оценки потенциального дебита скважин с волнообразной траекторией по пласту. Для оценки скорости поднятия конуса подошвенной воды и опускания верхнего газа газовой шапки была создана секторная модель в программном комплексе tNavigator. Распределение насыщенностей на момент инициализации модели, кривые ОФП в системах «нефть-газ» (ГНК), «нефть вода» (ВНК) и траектория волнообразной скважины показаны на рисунке 7.
Расчет выполнен на период в разработки до 30 лет с шагом в 1 год. Также рассмотрен процесс конусообразования верхнего газа и подошвенной воды. Результаты распределения насыщенностей на 30 м при расчетном шаге через 30 лет после запуска модели представлено на рисунке 8.
Ввиду низкой вертикальной проницаемости скорость движения границ раздела фаз «нефть-вода» и «нефть газ» также незначительна. За 30 лет безводной эксплуатации для Среднеботуобинского месторождения конус подошвенной воды достиг колен волнообразной скважины, а газонасыщенность в призабойной зоне скважины равна 10%, что допускает совместную фильтрацию из верхней части пласта нефти и газа и не влечет за собой прорыв газа, блокирующего фильтрацию нефти.
Также возможно расположение волнообразного окончания в нижней части нефтяной оторочки, для продления времени безгазо-
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Обоснование применения скважин с волнообразным горизонтальным окончанием . . Колев Ж.М., Мамчистова Е.И., Скареднов А.А., Грачева С.К., Рогозина Т.В.
60 1,8
Количество циклов, шт
Рис. 6. Зависимость отношения продуктивностей Оволн/ОГС от
количества циклов волнообразного окончания.
Fig . 6 . Dependence of the ratio of productivity Qwaves/QHS on the number of cycles of undulating completion .
-о s
о
0) 1—t- t—1-<'
CD
CQ T3
S CD
CD_ 3
— CD
i—t- 0)
¿1 a;
cd'
a
о о
Ç3 с:
2
CD
СЛ
5'
i—t-
CD
О
CQ
0)
У
О
0)
1—t-
CD
—!
СЛ
СЛ
cd"
3
СЛ
0)
з
a.
с
з
a.
со
DO
О
g" -
S3
0) fi)
gp ф
§ 5
DO §
I
О
о о\ тз fi)
U
J= -О
S fi)
s о
H g g
о g
S 0) I
т: S ТЗ (D
DO I (Г fi) (D «
o I
e I
=i i
» о
g H
S &
0
S I
fi) fi) X
« 2
1 О
a> S
-fr ?
o-
I—ь —
m
Ñ 0)
(D i
t « ? ¥
Тернарная диаграмма
насыщенности, Безразмерная величина
Газ
Вода
Нефть
PROD
Рис. 8.
Распределение насыщенностей через 30 лет.
Fig . 8 . Saturation distribution after 30 years .
Рис. 9.
Динамика отборов пластовых флюидов за 30 лет.
Fig . 9 . Reservoir fluid production dynamics over 30 years .
вой эксплуатации. Низкая скорость продвижения ВНК и ГНК позволяет применять приведенную авторами однофазную модель притока к скважине сложной геометрии для оценки ее потенциального дебита.
Выводы
Таким образом, путем численного моделирования в программном комплексе tNavigator обосновано применение скважин с волнообразным горизонтальным окончанием для условий разработки Среднеботуобинского месторождения. Установлено, что низкая вертикальная проницаемость существенно снижает скорость движения границы раздела фаз «нефть-газ» и «нефть-вода». Совместное решение уравнения распределения пластового давления и давления в стволе скважины позволяет получить систему уравнений, решением которой являются дебиты сегментов скважины.
Проведено исследование влияния анизотропии пласта с низкой вертикальной проницаемостью на отношение продуктивнос-тей скважин с волнообразной и горизонтальной траектории по про-дуктивноми интервалу. В однородном коллекторе профили притока к волнообразной и горизонтальной скважине практически идентичны, но с увеличением анизотропии дебит волнообразной скважины становится выше чем горизонтальной, проведенной по середине пласта. Установлено, что для соотношения горизонтальной и вертикальной проницаемостей кц/ку > 20 скважины с волнообразной траекторией работают с существенно большими дебитами, чем горизонтальные и могут быть эффективнее ГС. Предложенная модель однофазного притока позволяет прогнозировать потенциальный дебит волнообразной скважины разработке Среднеботуобинс-кого месторождения.
Библиографический список
1. Сохошко С . К. , Колев Ж . М . Приток к скважине со сложной траекторией ствола в слоистом пласте // Нефтяное хозяйство, 2014.№ 10 . С . 110-112 .
2 . Мулявин С .Ф . , Колев Ж. М ., Рогозина Т. В . Численно-аналитическая модель для расчета производительности не-
фтяной скважины сложной геометрии // Естественные и технические науки, 2021. № 11.С 255-259.
3 . Joshi S . D . Augmentation of well productivity with slant and
horizontal wells // J . of Petrol Techn . June, 1988 . Р. 729-739.
4 . Economides M . J ., Brand C . W., Frick T. P. Well Configurations
in Anisotropic Reservoirs // SPE Formation Evaluation, 1996 . No . 11(4) . P 257-262 . DOI: http://dx .doi . org/10 .2118/27980-PA
5 . Butler R . M . Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and
Bitumen, Petroleum Monograph // Petroleum Society of CIM, 1994. No.2.Р 228-235 .
6 . Furui K . , Zhu D ., Hill A . D . A Rigorous Formation Damage Skin
Factor and Reservoir Inflow Model for a Horizontal Well // SPE Production and Facilities, 2003 . No . 3 . P. 151-157 .
7 . Babu D . K ., Odeh A . S . Productivity of Horizontal Well // SPE
Reservoir Engineering, 1989. No . 4(4) . Р 417-421. SPE-18334 .
8 . Yula T. Optimization of horizontal well competition . Ph . D . dis-
sertation . The university of Tulsa, 2001. 233 р .
9 . Penmatcha V. R ., Aziz K . A comprehensive reservoir /wellbore
model for horizontal wells, SPE India Oil and Gas Conference, New Delhi, India, 1998. SPE 39521. Р 191-204. 10 . Elizabeth G . A . Horizontal well productivity and wellbore pressure behavior incorporating wellbore hydraulics Ph D dissertation . Norman, Oklahoma, 2001. 85 p . 11. Goktas B . , Ertekin T. A comparative analysis of pressure transient behavior of undulating and horizontal wells // SPE paper 81067 presented at SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Port-of-Spain, Trinidad and Tobago, 27-30 April, 2003 . Р 1-8 . http://dx . doi . org/10.2118/81067-MS .
12 . Грачев С . И . , Самойлов А . С . Разработка нефтяных место-
рождений горизонтальными скважинами: монография . Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. 144 с .
13 . Kamkom R . Modeling performance of horizontal, undulating,
and multilateral wells, Ph . D . dissertation . Texas A&M University, 2007.69 p .
References
1. Sokhoshko S . K . Kolev Zh . M . Inflow to a well with a complex wellbore trajectory in a layered reservoir // Oil industry, 2014 . No . 10 . P. 110-112 .
2 . Mulyavin S . F. , Kolev Zh . M ., Rogozina T. V. Numerical-analyti-
cal model for calculating the productivity of an oil well of complex geometry // Natural and technical sciences, 2021. No . 11. P. 255-259 .
3 . Joshi S . D . Augmentation of well productivity with slant and
horizontal wells // J . of Petrol Techn . June, 1988 . P. 729-739 .
4 . Economides M . J . , Brand C . W. , Frick T. P. Well Configurations
in Anisotropic Reservoirs // SPE Formation Evaluation, 1996. No . 11(4) . P 257-262 . DOI: http://dx . doi . org/10 .2118/27980-PA
5 Butler R . M . Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen, Petroleum Monograph // Petroleum Society of CIM, 1994.P 228-235 .
6 . Furui K ., Zhu D . , Hill A . D . A Rigorous Formation Damage Skin
Factor and Reservoir Inflow Model for a Horizontal Well // SPE Production and Facilities, 2003. No 3 . P. 151-157 .
7 . Babu D . K ., Odeh A. S . Productivity of Horizontal Well . SPE
Reservoir Engineering, 1989 . No . 4(4) . P. 417-421. SPE-18334 .
8 . Yula T. Optimization of horizontal well competition . Ph . D . dis-
sertation . The university of Tulsa, 2001. P 233 .
9 . Penmatcha, V. R ., Aziz K . A comprehensive reservoir /wellbore
model for horizontal wells, SPE India Oil and Gas Conference, New Delhi, India, 1998 . SPE 39521. P. 191-204 . 10 . Elizabeth G .A . Horizontal well productivity and wellbore pressure behavior incorporating wellbore hydraulics . Ph . D . dissertation . Norman, Oklahoma, 2001. 85 p . 11. Goktas B ., Ertekin T. A comparative analysis of pressure transient behavior of undulating and horizontal wells // SPE paper 81067 presented at SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Port-of-Spain, Trinidad and Tobago, 27-30 April, 2003 . P 1-8 . http://dx . doi . org/10 .2118/81067-MS .
12 . Grachev S . I., Samoilov A. S . Development of oil fields by hori-
zontal wells: monograph . Tyumen: Tsogu, 2015 . 144 p .
13 . Kamkom R . Modeling performance of horizontal, undulating,
and multilateral wells, Ph . D . dissertation . Texas A&M University, 2007 69 p
Поступило в редакцию 11.05.2022, принята к публикации 14.06.2022.
об авторах
Колев Жеко Митков, к.т. н . доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета . Тел . 89048899499 . E-mail: kolevzm@tyuiu . ru Мамчистова Елена Ивановна, к.т. н . доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета Тел . 89224766703 . E-mail: mamchistovaei@tyuiu . ru Скареднов Андрей Александрович, аспирант кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета E-mail: skarednov_a@mail . ru Грачева Светлана Камиловна, к .т. н . доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета, Тел . 83452283027 . E-mail: grachevask@tyuiu . ru Рогозина Татьяна Валентиновна, геолог АО Производственно-геологическое объединение «Тюменьгеология» . E-mail: rogozinatv@ingeos . ru
About the authors
Kolev Zheko, Ph . D ., associate Professor of the Department "Development and operation of oil and gas fields" of Tyumen industrial University.
Tel . 89048899499 . E-mail: kolevzm@tyuiu . ru Mamchistova Elena, Ph . D ., associate Professor of the Department "Development and operation of oil and gas fields" of Tyumen industrial University
Tel . 89224766703 . E-mail: mamchistovaei@tyuiu . ru Skarednov Andrey, postgraduate student of the Department "Development and operation of oil and gas fields" of Tyumen industrial University
E-mail: skarednov_a@mail . ru Gracheva Svetlana, Ph . D ., associate Professor of the Department "Development and operation of oil and gas fields" of Tyumen industrial University.
Tel . 83452283027 . E-mail: grachevask@tyuiu . ru Rogozina Tatyana, geologist JSC Production and Geological Association "Tyumengeology" . E-mail: rogozinatv@ingeos . ru
