CC BY
17
УДК 622.243.24
В.В.ФЕЛЛЕР
Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет)
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Проведено исследование притока пластовой жидкости в скважину и выявлено сильное влияние анизотропии пласта. Описана методика расчета бурения горизонтальной скважины по дуговому и линейному профилям, опробованная на Ярактинском месторождении Иркутской области.
In the project a research in oil influx to the well has been done, and a significant influence of the formation anisotropy has been found. In accordance with this conclusion a design procedure is given for horizontal well drilling in the arc and lineal profiles. As a result of this investigation a well was drilled at the Yaraktinskoe oil deposit of the Irkutsk region.
В мировой практике так называемые горизонтальные технологии стали одним из важнейших направлений научно-технического прогресса в области разработки нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений и вовлечения в промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов. Ряд компаний США за счет внедрения такой технологии произвел переоценку извлекаемых запасов, при этом запасы нефти были увеличены вдвое, а газа - более чем в 5 раз. Эти технологии в Великобритании, Канаде и других странах позволяют увеличивать текущие дебиты скважин в 2-10 раз и более по сравнению с дебитами обычных вертикальных скважин.
Средний показатель прибыли от горизонтальных скважин в США составляет 1,6, в Канаде 1,8. Анализ данных за 2000 г., полученных из нефтяных регионов России, свидетельствует, что этот показатель практически не превышает единицы.
Известно, что на приток жидкости в скважину влияют дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные гидродинамическим несовершенством скважин по степени и характеру вскрытия, нарушением закона Дарси, наличием тонкого слоя кольматации на стенках скважины, которые учитываются в расчетах коэффициентом скин-фактора. На приток в горизон-
тальную скважину существенное влияние оказывает одна из важнейших составляющих скин-фактора - анизотропия пласта, которую можно представить в виде зависимости Sa = у/Kв / Kг, где Sa - скин-фактор,
учитывающий анизотропию пласта; ^ и ^ - коэффициенты вертикальной и горизонтальной проницаемости. Соответственно продуктивность скважины является функцией длины пласта, дренированного скважиной.
Для сравнения продуктивности горизонтальной и вертикальной скважин в том же самом пласте без учета степени кольма-тации стенок скважины можно воспользоваться формулой
п = L
hм
K
Kr
где L - длина горизонтального ствола скважины в пласте, м; h - мощность нефтяного пласта, м.
Пусть пласт мощностью 10 м, вертикальная и горизонтальная проницаемости которого равны, вскрыт горизонтальной скважиной длиной 10 м. В этом случае потенциал П = 1. Если в этом пласте будет пройден горизонтальный ствол длиной 50 м, то потенциал такой скважины П = 5. В анизотропном пласте при ^ = 0,01^ потенциал
Санкт-Петербург. 2004
300
600
2152/90° 2152/90°
Профиль горизонтальной скважины Ярактинского месторождения (на кривой в числителе - длина ствола в метрах, в знаменателе - зенитный угол в данной точке)
горизонтальной скважины длиной 50 м П = 0,5.
Для планирования траектории горизонтальной скважины наиболее перспективными являются двухмерные планы, учитывающие дуговой и линейный профили. По сравнению с методикой расчета радиуса кривизны и минимального изгиба, широко применяемой в отечественной и мировой практике, данная методика приводит к более точным результатам.
Отклонение траектории от вертикали и азимута в функции от глубины определяют по линейным уравнениям
N
а = а, + —- Ls);
Л
Ф = ф, + ^ - Ls),
где а - угол отклонения, ф - азимутальный угол, °; а, - угол отклонения в начале участка, °; ф, - азимутальный угол в начале
участка, °; N - степень набора угла, °/м;
N - степень (интенсивности) набора азимутального угла, °/м; L - глубина интервала, м; Ls - глубина интервала в начале участка; Л -постоянная интенсивности, Л = 30^50 м.
Для профиля участка с поддержанием отклонения при постоянной интенсивности азимутального отклонения длина горизонтального участка
ДЬ = ЛДфй/Дф,
где Дфh - азимутальное изменение, °.
Если задано отклонение ат, а интенсивность изменения азимута Дфк, то горизонтальное перемещение на участке Дк можно рассчитать по выражению
360sin а т sin
AL' = -
Дф
2 _ 57,3Л sin аTsin ф
N„
Расчет интенсивности изменения отклонения и азимута для различных глубин производится по уравнениям
N = а1 а 2
а
NФ =
L - L
2 -Ч
Ф2 -Ф1 L2 - L1
Предельным параметром глубины вскрытия продуктивных нефтяных пластов горизонтальными скважинами в сложившейся отечественной практике строительства с учетом состояния технической оснащенности является глубина 3000 м. Для условий Ярактинского месторождения (Иркутская область) был выполнен расчет профиля горизонтальной скважины при кустовом бурении с обсадной технической колонной 168 мм до входа в горизонтальный ствол на глубине 2712 м (см. рисунок). арев
0
74 -
ISSN 0135-3500. Записки Горного института. Т. 159. Часть 2
