CC BY
21
После учёта всего вышесказанного, для оценки дебита горизонтальной скважины можно использовать следующую аналитическую зависимость дебита скважины единичной длины от размера общей радиальной зоны загрязнения пласта:
Q =--г---(8)
1 + 0 . 1 ■ щ-1) -in (Ги7Гс) v у
где р - коэффициент восстановления проницаемости на стенке скважины, зависящий от зоны проникновения бурового раствора и измеряющийся в пределах от 0 до 1, д. ед.;
rnp - радиус зоны загрязнения, м;
Q0 - дебит идеальной горизонтальной скважины, м3/с.
После проведения всех расчётов на основе данной методики можно установить, что что размер и форма зоны загрязнения наряду с величиной в и профилем коэффициента восстановления проницаемости являются определяющими параметрами уменьшения дебита горизонтальной скважины.
Список литературы /References 1. Hawkins M.F. A Note on the Skin Effect. AIME, 1956. 356 с.
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ТЕХНОГЕННО-ИЗМЕНЕННЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ 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: эффективное применение такой технологии при разработке нефтяных и газовых месторождений как бурение горизонтальных скважин зависит от учёта огромного количества параметров, ей сопутствующих. В данной статье проводится оценка производительности дебитов горизонтальных скважин с учётом техногенных неоднородностей вследствие видоизменений геолого-физических свойств продуктивного пласта, вскрываемом этой самой скважиной, а также сопутствующие этому потери давление в прискваженной зоне. Результатом всей работ является определение наиболее низко продуктивных участков, требующих проведения дополнительных работ по интенсификации.
Ключевые слова: производительность, пласт, анизотропия, неоднородность, фильтрация.
PERFORMANCE OF HORIZONTAL WELLS IN TECHNOGENICALLY MODIFIED INHOMOGENEOUS FORMATIONS 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: the effective application of this technology in the development of oil and gas fields as the drilling of horizontal wells depends on taking into account the huge number of parameters associated with it. This article assesses the performance of the flow rates of
horizontal wells, taking into account technogenic heterogeneities as a result of changes in the geological and physical properties of the productive formation that is opened by this very well, as well as the associated pressure losses in the well zone. The result of all the work is to identify the most low-productive areas that require additional work on intensification.
Keywords: capacity, formation, anisotropy, heterogeneity, filtration.
Одним из самых популярных способов добычи полезных ископаемых, а именно нефти и газа, является бурение горизонтальных скважин. Но, мало изученность таких параметров пласта как техногенная неоднородность вдоль его ствола и её влияние на продуктивность горизонтальной скважины оказывает значительное негативное влияние на её продуктивность. Логично предположить, что по всей значительной продолжительности горизонтального ствола, которая может достигать длины, превышающей километр, геолого-физические свойства пласта значительно видоизменяются. Данное явление обязательно должно быть учтено при построении геолого-гидродинамической модели пласта. Поэтому, для моделирования и расчета притока нефти и газа к горизонтальному стволу необходимо обязательно учитывать такое явление, как анизотропию пласта. Что, в свою очередь, требует необходимости проведения и, соответственно, использования актуальных данных геофизических исследований в процессе бурения скважины.
Для дальнейшего понимания явления неоднородности необходимо ввести такое понятие как параметр (коэффициент) неоднородности, который можно выразить следующей формулой:
где ^ - проницаемость по вертикали среды, мД;
^ - горизонтальная проницаемость среды, мД. Наиболее распространённой причиной загрязнения ствола горизонтальной скважины является явление кольматации, которое возникает в процессе засорения горизонтального ствола мелкими частицами бурового раствора, проникающими в поровое пространство горной породы и препятствующие фильтрации флюида. Всё это влечёт за собой образование особой зоны вблизи скважины с осложнённой геометрией фильтрации. Поэтому очень актуальной на сегодняшний день является задача прогнозирования притока нефти и газа к горизонтальному стволу, а также определения профиля притока флюидов с учётом осложнённой техногенно-изменённой прискваженной зоны. Данное явление неоднородности называется скин-эффектом, а сумма всех потерь давления называется скин-фактором (8) - рисунок 1 и 2.
УДК 331.225.3
(1)
Рис. 1. графическое представление явления скин-эффекта вблизи скважины
Рис. 2. изменённый профиль давления
Типовые значения скин-фактора:
S < 0 интенсификация притока;
S > 0 загрязнение ПЗП;
8 ~ -3 предел для кислотной обработки;
8 ~ 1-2 умеренные загрязнение ПЗП;
8- -4 хороший ГРП;
S~5 серьезные загрязнение ПЗП;
8 ~ -5.5 нижний предел;
S > 10 механические проблемы.
Поэтому, для учёта снижения фильтрационно-ёмкостных характеристик вблизи горизонтального ствола из-за проникновения фильтрата бурового раствора введём следующую формулу:
_ I г1 Г7
(2)
_ rL dz
~ nz)
Т 'пр
(z) =
N
с L
xze
-Bzt
Гг
-dt
■ + rr
2 _ -
(3)
ге-ш(2)-(1-5в0-5н0)
где т2 - время взаимодействия бурового раствора с породой коллектора в сечении г горизонтального ствола; С - размерная постоянная;
Вг - эмпирический коэффициент, зависящий от фильтрационных параметров пласта и глинистой корки, величины репрессии на пласт; т - пористость;
rc - радиус скважины;
rnp(z) - размер зоны проникновения в сечении z;
Seo- остаточная водонасыщенность;
SHO - остаточная нефтенасыщенность;
V(z) - скорость проходки при бурении;
L - длина горизонтальной скважины.
Используя данную формулу для моделирования работы горизонтальной скважины можно определить участки с наибольшей загрязнённостью и, следовательно, с наибольшим скин-фактором, требующие проведения геолого-технических мероприятий по повышению их производительности.
Список литературы /References
1. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. 154 с.
