CC BY
21ЗАВИСИМОСТЬ ДЕБИТА ОТ КОЭФФИЦИЕНТА АНИЗОТРОПИИ ПРИ РАЗНОЙ ДЛИНЕ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКА НА СТЕПНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Жмаев Н.Ю.
Жмаев Николай Юрьевич - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
УДК 622
В продолжение предыдущих статей продолжаем анализ повышения нефтеотдачи на Степном месторождении [4, 5, 6].
В связи с отсутствующей информацией по фактическому коэффициенту анизотропии для исследуемых объектов на Степном месторождении, проследим зависимость дебита горизонтальной скважины с использованием формул Телкова, Грачева; Фолефака-Арчера; Борисова; S.D. Joshi; Giger [1,2,3,7,8,9,10]. При разном коэффициенте анизотропии.
В таблице №1 приведены исходные данные для расчета. Итоговые данные при длине горизонтального участка длиной 50, 250 и 1000 метров отображены в таблицах №2, 3, 4, и на рисунках с диаграммами зависимостей №1, 2, 3.
Таблица 1. Исходные данные для расчета
X К(мД) АР(МПа) ц (Па*с) L (м) h0 (м) Rc (м)
Пашинский ниж. скв №6 5 0,0493 4 0,00038 50, 250, 1000 6 0,11
Таблица 2 Зависимость дебита от коэффициента анизотропии для скважины №6 D3ps ниж
по нефти м3/сут при L=50 м
X* Телков, Грачев Фолефака-Арчера Борисов S.D. Joshi Giger
1 342 855 1575 1375 825
2 337 762 787 943 647
3 324 706 525 699 522
4 303 668 394 548 433
5 276 641 315 447 367
ф х о
2000 1500 1000 500 0
Телков, Грачев
Борисов
Giger
■ Фолефака-Арчера S.D. Joshi
1
2
3
4
5
Рис. 1. Зависимость дебита от коэффициента анизотропии для скважины № 6 D3ps ниж по
нефти м3/сут при L=50 м 22
Таблица З.Зависимость дебита от коэффициента анизотропии для скважины №6 D3ps ниж
по нефти м3/сут при L=250 м
X* Телков, Грачев Фолефака-Арчера Борисов S.D. Joshi Giger
1 343 1000 1952 1854 977
2 343 951 976 1650 917
3 343 913 651 1471 859
4 342 882 488 1318 804
5 342 855 390 1189 754
2500
> Телков, Грачев И Фолефака-Арчера й Борисов S.D. Joshi Giger
Рис. 2. Зависимость дебита от коэффициента анизотропии для скважины №6 D3ps ниж по
нефти м3/сут при L=250 м
Таблица 4. Зависимость дебита от коэффициента анизотропии для скважины №6 D3ps ниж
по нефти м3/сут при L=1000 м
X* Телков, Грачев Фолефака-Арчера Борисов S.D. Joshi Giger
1 343 1050 2044 1984 1012
2 343 1031 1022 1920 995
3 343 1015 681 1855 977
4 343 1000 511 1789 958
5 343 986 409 1725 940
2500
2000
s 1500 х л m
I 1000
500
0
1 2 3 4 5
X*
Телков, Грачев И Фолефака-Арчера й Борисов S.D. Joshi Giger
Рис. 3. Зависимость дебита от коэффициента анизотропии для скважины №6 D3ps ниж по
нефти м3/сут при L=1000 м 23
ВЫВОДЫ
Так как течение флюида в пласте не строго горизонтально, по сравнению с вертикальной скважиной, важным параметром является коэффициент анизотропии. Из полученных зависимостей можно сделать вывод что коэффициент анизотропии влияет на входной дебит горизонтальных скважин на Степном месторождении, при увеличении длины горизонтального участка влияния коэффициента анизотропии становится меньше. Следовательно, для верной оценки входных дебитов и подсчета запасов, необходимо:
• Провести комплекс исследований для определения фактического коэффициента анизотропии по каждому из продуктивных пластов. Для этого необходимы данные по вертикальной и горизонтальной проницаемости.
• На основе фактической анизотропии пересчитать данные по дебитам горизонтальных скважин на Степном месторождении.
При подтверждении неоднородности пласта по проницаемости, для эффективного дренирования запасов и вовлечения слабо дренируемых зон, а также целиков нефти. Рекомендую провести расчет многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах. По полученным результатам провести анализ и при положительном эффекте провести по аналогии внедрение данной технологии на эксплуатационных объектах.
Список литературы
1. Folefac A.N. Archer J.S. Modeling of horizontal well. Performance to provide insight in coning control // Тез. Докл. На 5-ом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи. Будапешт, 25-27 апреля 1989. С. 683-694.
2. Борисов Ю.П. и др. Добыча нефти с использованием горизонтальных и многозабойных скважин. М.: Недра, 1964. 306 с.
3. Джоши С.Д. Основы технологии горизонтальной скважины (Horizontal well technology) / Пер. с англ. В.Ф. Будникова и др. Краснодар: Советская Кубань, 2003. 267 с.
4. Жмаев Н.Ю. Анализ эффективности применения горизонтальных скважин на Степном месторождении. Наука и образование сегодня, 2018. 12 (35). 24-27 с.
5. Жмаев Н.Ю. Влияние геологического строения Степного месторождения на выбор методов повышения нефтеотдачи. Вестник науки и образования, 2018. 7 (43). 19-22 с.
6. Жмаев Н.Ю. Зависимость дебита горизонтальных скважин от длины горизонтального участка на Степном месторождении. Наука и образование сегодня, 2019. 6 (41). 30-33 с.
7. Каширина К.О. Сопоставление приближенных формул для расчета дебитов горизонтальных скважин // Междунар. Академ. Конф. «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». Тюмень, 20-22 ноября 2007 г. 315-320 с.
8. Телков А.П., Грачев С.И. «Гидромеханика пласта применительно нефтегазопромысловым задачам разработки месторождений наклонно-направленными и горизонтальными стволами». СПб.: Наука, 2012. 160 с. 60 ил.
9. Телков А.П., Грачёв С.И. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. В 2 ч. Ч. II Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. 352 с
10. Телков А.П., Грачев С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Ч. 1. Тюмень: Изд. ООО «НИПИ КБС-Т», 1999-2000. 328 с.
