Исследование дебитов горизонтальных и наклонных скважин методом Борисова

Дебиты горизонтальных скважин вычислены для однородного изотропного пласта от длины горизонтального ствола при прочих равных условиях [2,26,27] на примере скважины Усть-Харампурского месторождения. Требуется определить дебит скважины при установившемся режиме фильтрации различными методами. Исходные данные для расчета имеют следующие значения: радиус контура питания – 400м, радиус скважины - 0,15 м, толщина пласта – 10 м, коэффициент проницаемости – 20 мД, вязкость нефти – 1,5 мПа·с, депрессия – 5,0 МПа, объемный коэффициент нефти – 1,2.

Расчеты дебита горизонтальной и совершенной (вертикальной) скважины приведены на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Расчеты дебита горизонтальной скважины

Из рисунка видно, что дебиты горизонтальных скважин значительно больше дебита вертикальной скважины. Расчеты дебитов горизонтальных скважин проведены по формулам Борисова, Джоши и Джайджера. Как видно, формула Борисова дает несколько завышенные значения, чем две другие формулы. Следует отметить, что формулы Джоши и Джайджера дают более близкие значения.

Зависимость дебита горизонтальной скважин (ГС) от длины ствола при прочих равных условиях приведена на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Зависимость дебит горизонтальной скважины

от длины ствола

Из рисунка видно, что увеличение длины горизонтального ствола приводит к росту дебита скважины. Например, при L=50м дебит скважины составляет 78м³/сут. Двукратное увеличение длины ствола горизонтальной скважины приводит к увеличению дебита на 24%.

Графики зависимости дебита горизонтальной скважины от длины ствола и толщины пласта приведены на рис. 3.3 при прочих равных условиях.

Рис. 3.3. Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола и толщины пласта

Показано, что дебит горизонтальной скважины растет не только с увеличением длины пласта, но и увеличением толщины пласта. Например, при L=100м и h=10м дебит составляет 100м³/сут. Трехкратное увеличение толщины пласта (h=30м) при прочих равных условиях приводит к росту дебита ГС до 240м³/сут, то есть прирост составил 59%. При L=300м прирост дебита составляет 62%.

Программный продукт позволяет построить трехмерную модель зависимости ГС от длины ствола и толщины пласта (рис. 3.4).

Толщина пласта, м

Длина, м

Рис. 3.4. Трехмерная модель зависимости дебита горизонтальной скважины от длины ствола и толщины пласта

Трехмерная модель представляет собой поверхность, которая учитывает те особенности, перечисленные выше.

Зависимость дебита ГС от вязкости нефти и проницаемости пласта приведены на рис. 3.5.

Рис. 3.5. Зависимость дебита горизонтальной скважины от проницаемости пласта и вязкости нефти

Показано, что с увеличением проницаемости пласта дебит ГС растет. Например, при k =20мД, =3мПа·с дебит составляет 60м³/сут. Двукратное увеличение проницаемости пласта (k =40мД), при прочих равных условиях приводит к приросту дебита ГС на 50%. Трехкратное увеличение вязкости нефти приводит к двукратному увеличению дебита ГС.

На рис. 3.6. приведена трехмерная визуализация результатов исследования.

Длина, м

Вязкость, мПа·с

Рис. 3.6. Трехмерная модель зависимости дебита горизонтальной скважины от проницаемости пласта и вязкости нефти

Показано, что результатом визуализации является поверхность, которая учитывает все особенности влияния k и на дебит ГС при прочих равных условиях.

Таким образом, применение ГС для добычи нефти позволяет значительно увеличить дебиты скважин и повысить эффективность разработки нефтегазовых месторождений. Причем влияние длины горизонтального ствола на увеличение дебита скважины значительнее, чем другие факторы.

Ниже приводим результаты расчетов дебита наклонных скважин по методу Борисова с использованием разработанного программного продукта. Расчеты ведутся в предположении, что пласт является однородно-изотропным. Расчеты дебита для наклонных и вертикальных скважин приведены на рис. 3.7.

Рис.3.7. Расчеты дебита для наклонной скважины

Как видно, дебиты наклонных скважин (НС), вычисленных по методу Борисова, значительно превосходят данные вертикальных скважин. Поэтому можем утвердительно сказать, что применение наклонных скважин кратно эффективнее, чем вертикальные скважины.

Зависимости дебита наклонной скважины от длины наклонного ствола, толщины пласта, вязкости нефти и проницаемости приведены на рис. 3.8, 3.9 и 3.11.

Рис. 3.8. Зависимость дебита наклонной скважины от длины ствола

Рис. 3.9. Зависимость дебита наклонной скважины

от длины ствола и толщины пласта

Рис. 3.10. Зависимость дебита наклонной скважины от проницаемости пласта и вязкости нефти

Из рисунков видно, что с увеличением длины наклонного ствола, толщины и проницаемости наблюдается рост дебита скважины. Увеличение вязкости в три раза приводит к уменьшению дебита на 66%. Увеличение толщины пласта в три раза приводит к росту дебита скважины на 55% при длине ствола наклонной скважины 50м.

Результаты 3D визуализации расчетов дебита наклонных скважин приведены на рис. 3.11 и 3.12.

Толщина пласта, м

Длина, м

Рис. 3.11. Трехмерная модель зависимости дебита наклонной скважины

от длины ствола и толщины пласта

Вязкость, мПа·с

Проницаемость, мД

k

Рис. 3.12. Трехмерная модель зависимости дебита наклонной скважины от проницаемости пласта и вязкости нефти.

Трехмерные модели зависимости дебита наклонной скважины от длины наклонного ствола и толщины пласта, а также от вязкости нефти и проницаемости пласта представляют собой поверхности. Зависимости q (L, h) выпуклые, а q (k, ) – вогнутые.

Сравнивания трехмерные модели зависимости дебита ГС и наклонной скважины от L и h видим, что дебит ГС больше, чем у наклонной скважины. При этом необходимо отметить, что длина ствола наклонной скважины колеблется в пределах не более 50-60м. В то время как длина ствола ГС значительно больше. Поэтому эффективность применения ГС достигается, прежде всего, за счет длины горизонтального ствола. Аналогичные исследования дебитов горизонтальных и наклонных скважин от проницаемости пласта и вязкости показали, что их влияние в этих скважинах незначительное. Например, при проницаемости пласта 20мД в ГС q=60м³/сут, а в НС - q=50м³/сут. В то время как при k=40мД дебит q=120м³/сут в ГС, а в НС - q=100м³/сут при прочих равных условиях.