WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Расчетные данные также свидетельствуют, что за счет некоторого снижения темпов отбора жидкости можно резко уменьшить длину горизонтальных участков скважин. Так, при Относительный дебит Q' а=500 м уменьшение длины скважины в 4 раза вызывает снижение дебита на 25 %. Эта особенность представляется важной для нефтегазоносных районов со значительными стоимостями бурения горизонтальных скважин и может повлечь за собой вопрос о целесообразности разработки продуктивных пластов рядами горизонтальных скважин.

Ясно, что задача оптимизации длины ГС не может быть решена просто в терминах «длина» – «дебит», необходим еще один критерий эффективности. Таким вторым критерием является стоимость строительства ГС. С одной стороны, рост длины скважины увеличивает ее производительность и, следовательно, выручку от реализации продукции. С другой стороны, этому сопутствует нелинейный рост затрат на строительство ГС (иными словами, каждый следующий метр горизонтального участка ствола стоит дороже, чем предыдущий).

Для решения данной многокритериальной задачи в работе использован аппарат нечетких множеств: предложены функции принадлежности горизонтальной скважины с определенной длиной к множествам «высокий дебит» и «низкая стоимость строительства». Пересечение этих множеств определяет функцию желательности - функцию принадлежности скважины к множеству «оптимальная длина горизонтального ствола». Точка максимума этой функции соответствует оптимальной длине ГС.

Типичный вид зависимостей функции желательности от длины ГС показан на рисунке 5. Максимум функции желательности приходится на длины ГС, составляющие 50-70 % от длины элемента разработки и соответствует элементу разработки с максимальным среди всех рассмотренных соотношением a : b = 2 :1. При этом кривая для a : b = 3: 2 весьма близка к кривой при a : b = 2 :1. Иными словами, чрезмерно вытянутые ( a / b > 2 ) элементы разработки слабо отличаются по своей эффективности от элемента, в котором длина вдвое превышает ширину.

Третья глава посвящена анализу погрешности (применительно к ГС) известного в подземной гидромеханике приема решения трехмерных задач фильтрации, согласно которому решение такой пространственной задачи ищется как суперпозиция решений двух взаимно перпендикулярных плоских задач. С этой целью в работе решена трехмерная задача о стационарном притоке к единичной горизонтальной скважине, дренирующей прямоугольный пласт с четырехсторонним контуром питания, и проведено сопоставление полученного решения с приближенными решениями, полученными во второй главе. Такое сопоставление позволяет не только определить погрешность, строго говоря, приближенных решений, полученных во втором разделе настоящей работы, но и оценить погрешность такого гидродинамического приема вообще – ведь насколько известно автору, в настоящее время таких оценок не существует, и метод принимается как данность.

Для ответа на поставленный вопрос в работе с использованием метода интегральных преобразований Фурье с конечными пределами последовательно решены задачи о притоке к точечному стоку, вертикальному линейному стоку, плоской дрене, горизонтальной скважине в прямоугольном однородно-анизотропном пласте длиной 2а, шириной 2b и толщиной h.

При решении задачи о притоке к горизонтальной скважине рассмотрены как случай постоянной интенсивности притока по длине (реализуемой, например, при перфорации различных участков горизонтального ствола с различной плотностью перфорационных отверстий), так и случай постоянного потенциала по длине ГС. Получены выражения, определяющие распределение потенциала в пласте, дебит и фильтрационное сопротивление.

1.0.0.0.0.0.00.2 0.4 0.6 0.Относительная длина, l/a a=250 м a=500 м a=750 м a=1000 м Рисунок Применительно к горизонтальной скважине, дренирующей прямоугольный пласт, впервые сделана оценка погрешности широко применяемого в подземной гидромеханике метода замены пространственной задачи фильтрации двумя плоскими задачами. Показано, что погрешность может достигать 20%. В тонких ( h / 2b 0.3 ) вытянутых ( a > b ) пластах в диапазоне при l = (0.1 0.8) a погрешность метода составляет менее 5%, а для наиболее оптимальных с точки зрения дебита (как это показано в главе 2) значений полудлины l = (0.5 0.7) a не превышает 2-3%.

Желательность В четвертой главе на примере реального месторождения рассмотрены в комплексе методические вопросы проектирования и моделирования разработки крупных месторождений системой горизонтальных скважин.

Как показал комплексный анализ данных сейсморазведки, исследований керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин, запасы углеводородов рифейской залежи на Юрубчено-Тохомском месторождении приурочены к отдельным вертикальным трещинам и связанным с ними кавернам, способным обеспечить дебиты от десятков до сотен и даже тысяч тонн нефти в сутки. Очевидно, что вертикальные скважины могут не пересекать зоны вертикальной трещиноватости, в то время как у горизонтальной скважины шанс пересечь одну или даже несколько макротрещин значительно выше. Далее, поскольку трещины преимущественно вертикально направленные, то характеристика вертикальной анизотропии здесь близка к единице. Наконец, как отмечалось выше, залежь осложнена наличием активных подошвенных вод и массивной газовой шапки. Все эти факторы делают горизонтальные скважины оптимальным инструментом для извлечения запасов углеводородов Юрубчено-Тохомского месторождения.

Пространственное распределение фильтрационно-емкостных свойств пород в трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторах, где вторичная пористость сформировалась в результате диагенетических процессов, прогнозировать практически невозможно. По этой причине для распространения свойств использовался метод стохастического моделирования.

При построении модели залежи была использована система сеток, состоящая из 2906280 ячеек. Поверхность рифейского несогласия R0 была принята как верхняя граница модели. Размеры каждой ячейки в горизонтальном сечении были 200х200 м. Модель включала тридцать слоев, каждый толщиной 3 м, чем была обеспечена дискретизация насыщенного углеводородами разреза. Эта модель использовалась только для оперативного подсчета геологических запасов углеводородов и не применялась для гидродинамического моделирования ввиду грубости расчетной сетки, а также вследствие необходимости привлечения суперкомпьютеров для проведения вычислений.

Извлечение запасов углеводородов Юрубчено-Тохомского месторождения предложено осуществлять горизонтальными скважинами на естественном режиме за счет совместной работы краевых и подошвенных вод, газовой шапки и упругих сил. Исходя из минимально допустимого объема запасов нефти, приходящихся на одну ГС и обеспечивающих рентабельность разработки, рассмотрено две типовые сетки размещения горизонтальных скважин с плотностями 128 и 256 га/скв.

С исследовательской целью предварительно были выполнены пять серий сравнительных расчетов с целью минимизировать в дальнейшем затраты времени и вычислительных ресурсов. В первых двух сериях расчетов была показана возможность сократить затраты вычислительного времени за счет симметричности каждого элемента разработки, доказана целесообразность использования регулярной расчетной сетки и обоснован ее шаг по вертикали и по горизонтали. Эти приемы позволили сократить затраты компьютерного времени на моделирование в 7.5 раза.

В третьей серии расчетов сравнивались результаты, полученные с использованием моделей однородного и неоднородного пластов. Было показано, что, несмотря на более высокую скорость расчетов на модели однородного пласта, коэффициент нефтеотдачи в неоднородной залежи с резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств может оказаться значительно ниже, чем в ее однородном аналоге.

В четвертой серии предварительных расчетов было обосновано оптимальное положение горизонтального ствола в пределах продуктивного интервала (по его толщине). Оптимальным с технологической точки зрения было принято соотношение 80% к 20% от толщины интервала нефтеносности, т.е. примерно на 38,5м ниже газонефтяного контакта (ГНК) и на 10,5м выше водонефтяного контакта (ВНК), обеспечивающее максимальный коэффициент нефтеотдачи.

В пятой серии расчетов оптимизировалась длина горизонтального участка ствола скважины. В результате проведенного моделирования было получено, что оптимальная длина горизонтальной скважины в условиях Юрубчено-Тохомского месторождения равна 1050м (около 60% от длины элемента разработки).

Для прогнозирования работы горизонтальных скважин в условиях данного месторождения было создано 13 секторных моделей - прототипов резервуара, представляющих симметричные элементы системы горизонтальных скважин и отражающих определенное сочетание фильтрационно-емкостных свойств пласта, граничных условий и наличие или отсутствие первоначальной газовой шапки над нефтенасыщенной толщей. Численное гидродинамическое моделирование в пределах каждой секторной модели проведено с использованием пакета «Eclipse-100» фирмы «Schlumberger».

На полное развитие месторождения было рассмотрено шесть альтернативных вариантов разработки, различающихся плотностью сетки скважин, объемами и темпами производства буровых работ. Каждый вариант подразумевал определенное количество прототипов резервуара различного типа. Динамика технологических показателей разработки по каждому варианту была получена путем суммирования динамик показателей разработки для всех прототипов, составляющих вариант с учетом сдвига во времени, обусловленного темпами производства буровых работ. Последующие технико-экономические расчеты выявили наиболее рациональный вариант разработки, который и был рекомендован к внедрению.

Выводы и рекомендации 1 Все известные на сегодня аналитические решения задач о притоке жидкости (газа, газированной жидкости) носят частный характер и, как правило, являются решениями нестрогими. Упрощения касаются как формы контура нефтеносности, фильтрационных свойств пласта, положения ГС относительно внешних границ пласта, его кровли и подошвы, так и условий на границе пласта и на скважине. Несмотря на значительный объем публикаций, посвященных вопросам использования горизонтальных скважин, вопросы, связанные с проблемами моделирования и рационального применения горизонтальных скважин, являются, тем не менее, недостаточно изученными.

2 В работе поставлены и решены аналитически пространственные задачи о притоке жидкости (газа, газированной жидкости) к галерее (трещине ГРП бесконечной проводимости), горизонтальной скважине в эллиптическом, круговом, прямоугольном и полосообразном пластах. Получены выражения, определяющие дебит, фильтрационное сопротивление, поле скорости фильтрации. Построено распределение скорости фильтрации вдоль ствола горизонтальной скважины (трещины ГРП бесконечной проводимости) и в пласте в целом. Отмечено наличие концевого эффекта – значительное возрастание скорости фильтрации вблизи концов скважины (трещины ГРП). При помощи построенных карт скоростей фильтрации найдены наиболее вероятные застойные и слабо дренируемые зоны пласта. Расчетами установлена степень влияния различных геолого-технологических факторов на продуктивность горизонтальной скважины, показано, что смещение оси скважины от центра пласта по его толщине снижает продуктивность ГС на несколько процентов в изотропном пласте, смещение в пределах 20% от толщины пласта – также до 5%; в сильно анизотропных ( 10 ) пластах снижение может достигать 35%. Рост толщины пласта влечет практически линейное увеличение продуктивности, но только в изотропном пласте толщиной до 20 м. В сильно вертикально-анизотропных пластах толщиной более 30-40 м продуктивность ГС слабо зависит от толщины. Условия на границе пласта, форма и размеры контура питания пласта существенно влияют на дебит горизонтальной скважины. Схематизацию продуктивного пласта необходимо осуществлять с соблюдением площади дренирования и периметра контура питания. Разработанная методика схематизации реальной формы залежи легко может быть реализована в виде подпрограммы для ЭВМ.

3 Выигрыш в продуктивности горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной растет с увеличением длины ГС. Существенные приросты дебита наблюдаются в области коротких (менее 50 м) и длинных скважин, приближающихся по протяженности к размерам пласта. Наиболее часто используемый в практике боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтального участка 80-120 м может обеспечить выигрыш в дебите по сравнению с вертикальной совершенной скважиной в 3-3.5 раза в малых по размерам (400x400 м) однородных пластах. Типичная в нефтепромысловой практике ГС длиной 300-500 м в самом оптимистичном варианте будет иметь продуктивность, превышающую продуктивность вертикальной скважины в 4-5 раз. С увеличением размера и характеристики анизотропии пласта, а также при расположении скважины в кровельной или подошвенной части продуктивного пласта выигрыш в дебите существенно снижается. При разработке залежи системой горизонтальных скважин оптимальная длина ГС составляет 50-70% от длины элемента разработки. С точки зрения производительности более эффективны такие сетки размещения горизонтальных скважин, где длина элемента разработки как минимум вдвое превышает его ширину.

4 С использованием метода интегральных преобразований получены строгие аналитические решения задач о потенциале точечного источника, вертикального линейного стока постоянной мощности в прямоугольном пласте. Найдена удачная аппроксимация интенсивности притока по длине несовершенной дрены, обеспечивающая при интегрировании решения для вертикального линейного стока практически постоянный потенциал на поверхности дрены в большинстве возможных на практике случаев. Аналитическим путем решены приближенно задачи о стационарном притоке к галерее, несовершенной дрене, горизонтальной скважине в случае прямоугольного пласта с четырехсторонним контуром питания. Получены выражения, определяющие распределение потенциала в пласте, дебит и фильтрационное сопротивление. Применительно к горизонтальной скважине, дренирующей прямоугольный пласт, впервые сделана оценка погрешности известного в подземной гидромеханике метода замены пространственной задачи фильтрации суперпозицией двух плоских задач. Показано, что погрешность может достигать 20%. В тонких ( h / 2b 0.3 ) вытянутых ( a > b ) пластах в диапазоне полудлин l = (0.1 0.8) a погрешность метода составляет менее 5%, а для наиболее оптимальных значений полудлины ГС l = (0.5 0.7) a не превышает 2-3%.

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»