CC BY
44
величины обводненности пластового флюида, извлечённого на поверхность, по скважинам. В результате этого определяется величина анизотропии.
Предлагаемый способ для определения анизотропии горизонтальной проницаемости может быть использована при разработке уточненной гидродинамической модели с дальнейшей адаптацией по величине анизотропии. Так же данную модель можно использовать со следующими целями управления разработкой: оптимизация сетки скважин, оптимизация заводнения, бурение дополнительных скважин, выбор скважин для проведения в них ГРП, определение наиболее эффективных методов воздействия на пласт-коллектор. А из всего этого следует, что, несомненно, будет повышен коэффициент нефтеотдачи разрабатываемого объекта.
Список литературы /References
1. Брехунцов А.М., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. 290 с.
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ АНИЗОТРОПИИ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Вайзбек Н.И. Email: Vaizbek663@scientifictext.ru
Вайзбек Николай Иванович - студент магистратуры, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: в данной статье даётся оценка производительности горизонтальных нефтяных скважин с учётом анизотропии - неоднородности проницаемости по вертикали и горизонтали. Анизотропия оказывает существенное влияние на приток к стволу горизонтального окончания скважины, а так как разработка месторождений горизонтальными скважинами является перспективным направлением в развитии нефтяной и газовой промышленности. Поэтому, разработка решений, корректно рассчитывающих приток флюидов к горизонтальному окончанию, является актуальной задачей.
Ключевые слова: оценка, горизонтальная скважина, анизотропия, неоднородность.
EVALUATION OF THE EFFECT OF ANISOTROPY ON THE PRODUCTIVITY OF HORIZONTAL WELLS Vaizbek N.I.
Vaizbek Nikolai Ivanovich - student of the Master's program, DEPARTMENT OF DEVELOPMENT AND EXPLOITATION OF OIL AND GAS FIELDS, TYUMEN INDUSTRIAL UNIVERSITY, TYUMEN
Abstract: this article assesses the performance of horizontal oil wells, taking into account anisotropy - vertical and horizontal permeability heterogeneity. Anisotropy has a significant effect on the inflow to the wellbore horizontal completion, and since the development of horizontal wells is a promising direction in the development of the oil and gas industry. Therefore, the development of solutions that correctly calculate the flow of fluids to the horizontal end is an important task.
Keywords: evaluation, horizontal well, anisotropy, heterogeneity.
УДК 331.225.3
На сегодняшний день горизонтальные скважины бурятся практически в всех нефтедобывающих странах мира. В России, где большинство месторождений углеводородов находятся в завершающей стадии разработки, характеризующейся падением дебитов добываемой продукции, эксплуатация одних только вертикальных скважин также больше не является оправданной. В этой статье приведена оценка влияния анизотропии на производительность горизонтальной скважины в условиях Приобского месторождения. Расчет дебита производится по методу Телкова А.П. [1], в основу которого были положены идеи Борисова Ю.П. и Чарного И.А. [2], в которых общее фильтрационное сопротивление участка нефтяного пласта со скважиной, математически описываемое сложными специальными функциями, расчленяется на части и представляется последовательностью фильтрационных сопротивлений (именуемых внешними, внутренними и какими-то другими), математически описываемых простыми элементарными функциями, поэтому наглядных и легко анализируемых.
Телков А.П. рассматривает одну горизонтальную скважину как цепочку из m вертикальных скважин. Формула дебита такой скважины будет иметь вид:
_ ^ Ч Р пл ~ Рз / л \
Чг = М Je+Jí' (1)
где Je - внешнее фильтрационное сопротивление (по Ю. П. Борисову), равное
, 1 L . т2а ..
]„ =--1п- (2)
Je 2 m2tr-l L v '
J - внутреннее фильтрационное сопротивление (по Ю. П. Борисову), равное
j. = Ч ± ЫЛ- (3)
L 2п 2nrc v '
kh л.
--гидропроводность нефтяного пласта;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Рз - забойное давление, МПа;
m - число добывающих скважин;
L - расстояние от линии скважин до линии пластового давления, в данном случае L = а, т.е. половине расстояния между соседними рядами добывающих скважин, м;
2а - расстояние между соседними рядами добывающих скважин, м;
rc - радиус скважины, м;
Значения дебитов и фильтрационных сопротивлений представлены в таблице 1.
Таблица 1. Рассчитанные дебиты и фильтрационные горизонтальных скважин приобского
месторождения
l, м Je Ji qr, м3/с qr, м3/сут
100 0,319803 0,017 0,001302 112,51
150 0,278988 0,01133 0,001511 130,53
200 0,251475 0,0085 0,001687 145,76
250 0,231049 0,0068 0,001844 159,32
300 0,214995 0,00567 0,001988 171,73
350 0,201889 0,00486 0,002121 183,29
400 0,190894 0,00425 0,002248 194,19
450 0,181479 0,00378 0,002368 204,55
Полученные результаты не совсем коррелируют с проектными значениями. Связано это с тем, что пласт может быть обусловлен высокой неоднородностью, которая должна быть учтена при расчете производительности. Учтем анизотропию нефтенасыщенной толщины в виде:
Л' = Л ■ а (4)
= J ^н / к , где кк и ку - горизонтальная и вертикальная проницаемости соответственно.
Также, учесть нужно и воздействие «скин-фактора» для учета ухудшения состояния призабойной зоны горизонтальной скважины. Так как в отличие от вертикальной скважины поток флюида к горизонтальной скважине является в общем случае не радиальным, а ухудшенная зона вокруг горизонтального участка не имеет строго определенной простой геометрии. Поэтому для определения «скин-фактора» в однородном пласте воспользуемся следующей формулой, которая является модификацией формулы расчета «скин-фактора» Хоукинса [3].
^ОИК (5)
В таком случае, полученные значения производительности по скважине 15214 будут следующие (таблица 2).
Таблица 2. Рассчитанные дебиты и фильтрационные горизонтальных скважин приобского месторождения с учетом скин-фактора и анизотропии
l, м Je Ji qr, м3/с qr, м3/сут
100 0,3198 0,20015 0,000217 18,76
150 0,27899 0,13343 0,000229 19,82
200 0,25147 0,10007 0,000237 20,47
250 0,23105 0,08006 0,000242 20,92
300 0,215 0,06672 0,000246 21,27
350 0,20189 0,05718 0,000249 21,54
400 0,19089 0,05004 0,000252 21,77
450 0,18148 0,04448 0,000254 21,96
Полученные выше значения дебитов горизонтальных скважин теперь существенно ниже значений, приведенных в таблице 1. Это обусловлено высокой степенью неоднородности пласта-коллектора, которая выражена значительным различием значений вертикальной и горизонтальной проницаемостей; а также негативным влиянием «скин-фактора».
Список литературы /References
1. Брехунцов А.М., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. 290 с.
