Гидродинамическое обоснование рациональных систем размещения горизонтальных и вертикальных скважин тема автореферата и диссертации по механике, 01.02.05 ВАК РФ

Ш ; я 4 ■..... ' / / ■) "/ -

Государственный комитет Российской Федерации по высшему образованию

ТОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

на правах рукописи

Панков Михаил Викторович

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНЫХ СИСТЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Специальность 01.02.05 - "Механика жидкости, газа и плазмы"

Диссертация на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук

Научный руководитель -

доктор физико-математических наук

профессор И.М. Васенин

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 4

Глава 1. Литературный обзор применения горизонтального бурения в

нефтедобыче 7

1.1. Практические результаты применения горизонтальных скважин 7

1.2. Теоретические основы процесса вытеснения в системах вертикальных и горизонтальных скважин 19

Глава 2. Разработка пакета программ для трехмерного моделирования

задач вытеснения в системах горизонтальных скважин 34

2.1. Постановка задачи и схема расчета 34

2.2. Сравнительные расчеты показателей вытеснения для трех регулярных систем расстановки скважин 44

2.2.1 Постановка задачи в двухмерном приближении. 44

2.2.2 Исследование влияния размерности задачи и положения горизонтального ствола скважины для девятиточечной системы вытеснения. 48

2.2.3 Пятиточечная система вытеснения. 51

2.2.4 Рядная система вытеснения. 52

2.3. Гидродинамические расчеты регулярных систем вытеснения для условий Крапивинского и Катыльгинского месторождений 69

2.3.1 Крапивинское месторождение 69

2.3.2 Катыльгинское месторождение 81

2.4. Гидродинамические расчеты показателей вытеснения для водоплавающей залежи 85

Глава 3. Практические приложения регулярных систем размещения горизонтальных скважин для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами 96

3.1. Расчет участка Вахского месторождения пласта Юх2+3 96

3.2. Расчет эффективности применения горизонтальных скважин для одного из

участков Советского месторождения. 115

3.3. Обоснование горизонтального бурения на Оленьем месторождении 122 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 135 список использованных источников 136 Приложение 1. Текст программы GORIZONT-DIM-3 (NDP-Fortran) 144

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Рентабельность разработки нефтяных месторождений определяется дебитом добывающих скважин. Увеличение дебита скважин является актуальной проблемой нефтедобычи, особенно для низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири. Согласно основному закону подземной гидромеханики (закона Дарси) увеличить дебит добывающих скважин при максимальной депрессии можно за счет увеличения коэффициента продуктивности.

Наиболее эффективными методами увеличения продуктивности являются гидравлический разрыв пласта (ГРП) и горизонтальное бурение. При гидроразыве увеличение продуктивности достигается с помощью повышения проницаемости, призабойной зоны пласта, при горизонтальном бурении - за счет значительного увеличения вскрытой части пласта по сравнению с наклонно направленной скважиной и трансформацией фильтрационного потока от плоскорадиального (для совершенной скважины) в прямолинейно-параллельный.

Основное преимущество горизонтальных скважин (ГС) по сравнению с гидроразрывом пласта - управляемость процесса бурения и эксплуатации горизонтальных скважин. Для получения максимального эффекта от обеих технологий целесообразно проведение мини ГРП в ГС, что позволит увеличить площадь забоя скважины и свести к минимуму возможное отрицательное влияние анизотропии продуктивных пластов.

В России и за рубежом накоплен значительный опыт применения горизонтальных скважин в нефтедобыче, по проблеме бурения и эксплуатации ГС имеется обширная библиография [3,5,7-9,14,18-21,37-39,44,45,48-56,59,61,68-86], однако для месторождений Западной Сибири (и особенно Томской области) с низкопроницаемыми коллекторами эта технология практически не применяется (из восьми тысяч скважин ОАО "Томскнефть" горизонтальных не более пятидесяти).

К сдерживающим обстоятельствам широкого применения столь эффективной технологии относится также недостаточное научное обоснование преимуществ горизонтального бурения для конкретных условий месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Такому обоснованию с помощью методов гидродинамического моделирования посвящена настоящая работа.

низкопроницаемыми коллекторами. Инструментом исследования является сравнительное численное моделирование процесса фильтрации в двухфазной трехмерной постановке, реализующей модель Баклея-Леверетта для различных систем вытеснения.

Научная новизна. Разработаны пакеты программ, реализующие квазитрехмерную и трехмерную двухфазные модели процесса вытеснения нефти водой в системах вертикальных и горизонтальных скважин. Расчетами по двум моделям доказана целесообразность использования для тонких пластов квазитрехмерного приближения с интегрированием исходной системы уравнений по толщине пласта. С помощью численного моделирования показано, что режим вытеснения нефти водой для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами близок к поршневому. Положительным свойством этого режима является гидродинамическая устойчивость процесса вытеснения, отрицательным - снижение дебитов скважин в процессе разработки. Сравнительными расчетами регулярных систем вытеснения показано, что для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами наиболее эффективными являются линейные системы горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, причем наибольший эффект от применения ГС проявляется при одновременном использовании в системе вытеснения как добывающих ГС так и нагнетательных ГС. Для условий Крапивинского месторождения переход от традиционной трехрядной системы вертикальных скважин к линейной системе горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин позволяет увеличить дебит скважин при одинаковой депрессии в 12 раз. Для Катыльгинского месторождения трансформация девятиточечной системы вертикальных скважин в однорядную систему горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин позволяет увеличить дебит добывающих скважин в 8 раз.

Практическая значимость работы состоит в том, что разработанные пакеты программ и полученные с его помощью результаты являются научной основой при проектировании эффективных и экономичных систем разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, позволяющих кратно увеличить темп разработки и дебиты за счет применения линейных систем горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин и обеспечить рентабельную разработку таких месторождений.

Обоснованность и достоверность. Полученный вывод о том, что режим вытеснения нефти водой для низкопроницаемых коллекторов близок к поршневому подтверждается поведением фактических кривых обводненности скважин в зависимости от накопленного объема нефти. Для этого режима характерным является наличие двух ярко выраженных этапов: продолжительный период с низкой обводненностью добывающих скважин и короткий период с резким увеличением обводненности до критического значения (более 95%).

Проведено решение тестовых задач с известными аналитическими решениями, а также решение тестовых задач с разбиением расчетной области на различное число разностных ячеек. Кроме того, часть тестовых задач решена двумя комплексами программ -разработанным в настоящей работе и известным комплексом программ гидродинамического моделирования. Расхождение в полученных решениях по основному интегральному показателю - коэффициенту нефтеизвлечения - не превышает 3-5%.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на трех научных конференциях: октябрь 1994 - Конференция молодых специалистов ТГУ по направлению "Естественные науки", июнь 1996 - Научно-практическая конференция десятилетия ТомскНИПИнефть, декабрь 1998 - научно-практическая конференция молодых специалистов ОАО "Томскнефть".

Публикации. По теме диссертации опубликовано три работы, две находятся в печати.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и одного приложения. Список литературы насчитывает 86 наименований. Общий объем работы (включая 12 таблиц, 47 рисунков и одно приложение) составляет 168 страниц.

В первой главе проведен анализ работ по практическому применению ГС и методов расчета дебитов скважин при горизонтальном бурении.

Во второй главе изложена численная реализация трехмерного моделирования процесса вытеснения нефти водой в регулярных системах вертикальных и горизонтальных скважин, изложены результаты тестирования разработанной программы, проведено сравнительное численное моделирование различных систем вытеснения для Катыльгинского и Крапивинского месторождений, обоснованы наиболее эффективные системы горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин.

В третьей главе полученные результаты использованы при технико-экономическом обосновании рекомендуемого варианта разработки Оленьего, Вахского и Крапивинского месторождений.

Автор выражает глубокую признательность сотрудникам отдела разработки ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» А.К. Багаутдинову, Ю.К. Зинченко, Л.А. Шалагиной, П.В. Мангазееву, И.С. Ивановой, Е.А. Ищенко за всестороннюю помощь при выполнении работы.

Глава 1. Литературный обзор применения горизонтального

бурения в нефтедобыче

1.1. Практические результаты применения горизонтальных скважин

В настоящее время большую часть запасов углеводородов на месторождениях Томской области относят к трудноизвлекаемым. При этом доля такой нефти в структуре остаточных запасов неуклонно растет [15]. Если по России за 30 лет удельный вес их возрос с 10 до 45%, то по месторождениям Западной Сибири за 20 лет с 11 до 43%.

Основная часть трудноизвлекаемых запасов приурочена к низкопроницаемым пластам - 64%; остальная к высоковязким нефтям - 11%, обширным подгазовым зонам газонефтяных залежей - около 18% и пластам, залегающим на больших глубинах, - 7%. Разработка такого типа коллекторов с использованием традиционных технологий становится не эффективной.

Приведенные выкладки говорят о том, что в настоящий момент особенно важно применение на месторождениях методов повышения нефтеотдачи. Основными такими методами являются гидродинамический разрыв пласта, бурение горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин.

Снижение фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах пласта путем бурения горизонтальных скважин, т.е. скважин с повышенной поверхностью вскрытия продуктивного пласта, является перспективным методом не только увеличения производительности скважин, но и нефтеодачи пластов. Горизонтальные стволы скважин, протягиваясь по продуктивному пласту, вскрывают в неоднородном пласте несколько участков (трещиновых зон) повышенной проницаемости. В результате увеличивается степень охвата пласта дренированием, воздействием рабочим агентом, а в итоге возрастают дебиты скважин и нефтеотдача. Может быть увеличена нефтеотдача сложно построенных залежей в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, нефтегазовых и водоплавающих залежей, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости.

По мнению специалистов [19] именно нашей стране принадлежит приоритет использования горизонтальных скважин при нефтедобыче.

месторождении в Башкирии. В скв.65/45 расстояния между забоями отдельных стволов были доведены до 300м, почти 80% всей проходки пройдено непосредственно по продуктивному пласту. В 1953г на том же месторождении пробурили скв.66/45, профиль которой демонстрировали на 4-ом Международном нефтяном конгрессе в Риме. Скважина имела 10 резко искривленных стволов. При ее вертикальной глубине 600м общая протяженность скважины составила 1993м, из которых 1760м (88%) пройдено непосредственно в продуктивном пласте. Максимальное расстояние между забоями составляло 322м, длина наиболее протяженного горизонтального ствола 168м. В 1957г на Украине и в Куйбышевской области пробурили первые в мире горизонтальные скважины, длина горизонтальных стволов которых превысила 150м. В 1959-1961гг были проведены гидродинамические исследования по разработке нефтяных месторождений с применением ГС и многозабойных скважин (МЗС), созданы теоретические основы фильтрации и оценки добычных возможностей таких скважин. Установлено, что ГС и МЗС позволяют значительно увеличить дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин в различных условиях разработки, а при заданных отборах нефти из залежи дают возможность существенно сократить число скважин. В 1958г Гипровостокнефтью на опыте бурения первых ГС и МЗС составлен проект разработки Городецкого месторождения (Куйбышевская область) предусматривающей бурение 14 горизонтальных и 25 вертикальных скважин. Это был первый проект разработки нефтяного месторождения с применением ГС [56]. Однако, за последующие 35 лет достижения в области разработки нефтяных месторождений России были остановлены на уровне одиночных экспериментальных горизонтальных стволов. Только сегодня Российские нефтяные компании вернулись к созданию принципиально новых систем разработки нефтяных месторождений с -помощью горизонтальных и многозабойных скважин и прослеживаются попытки их широкомасштабного внедрения.

К настоящему времени достаточно точно определены области применения горизонтальных скважин, трудности и преимущества их использования. В работе [61] автором сформулированы гидродинамические принципы применения горизонтальных скважин при разработке месторождений, которые здесь приводятся полностью.

Принцип минимума потерь давления в пласте основан на том, что при заданном давлении на границах области фильтрации частицы флюида движутся так, чтобы общие потери кинетической энергии были минимальными. Этому принципу соответствует прямолинейное расположение цепочки горизонтальных стволов. В этом случае линии тока представляют собой прямые, которые искривляются только на концах горизонтальных

стволов. Расстояние, которое проходят частицы от нагнетательных к добывающим скважинам в этом случае оказывается наиболее коротким, а потери на трение минимальными. Таким образом, из этого принципа следует важнейший вывод о предпочтительности прямолинейного расположения цепочки горизонтальных стволов.

Принцип оптимизации направлений горизонтальных стволов основан на требовании минимума потерь энергии потока в приствольной зоне, что достигается за счет направления горизонтальных стволов перпендикулярно плоскостям расположения трещин в коллекторе, в этом случае значительно увеличивается поверхность фильтрации и снижаются потери энергии фильтрующего потока на преодоление сопротивления движению флюида в приствольной зоне.

Принцип минимальной неравномерности распределения давления или, что то же,

равномерности дренирования пласта обеспечивает минимальное отклонение текущего давления от среднего пластового.

Принцип гидродинамической оптимальности длинны горизонтального ствола. Проблема состоит в том, что зависимость дебита скважины от длинны горизонтального ствола не прямо пропорциональна. Значение оптимальной длины горизонтальной скважины рассчитывают на основе совместного решения уравнений движения флюида в пласте, приствольной зоне, горизонтальном и вертикальном участках скважины [45].

Таким образом, система размещения, направлений, дебитов и длин горизонтальных стволов подчиняется очень простым и физически ясным и понятным принципам.

Наряду с гидродинамическими принципами существует ряд особенностей использования горизонтальных скважин, которые в виде методических рекомендаций сформулированы в работе [39]. Суть рекомендаций сводится к следующим.

Цели горизонтального бурения. Снизить объемы капитальных вложений за счет уменьшения количества скважин и объемов эксплуатационного бурения. За счет большей продуктивности и сокращения числа скважин обеспечить экономическую выгоду разработки месторождений, эксплуатация которых с помощью вертикальных скважин малорентабельна и невозможна.

выполненное ВБИИнефтью по этому месторождению, показало, что число скважин (добывающих и нагнетательных) по варианту с горизонтальными скважинами составляет 1820, по традиционной системе - 5460. При традиционных технологиях запасы этого месторождения следует считать забалансовыми, применение горизонтальных скважин позволяет обеспечить их рентабельную разработку.

Область применения. Горизонтальные скважины целесообразно применять в маломощных, неоднородных, низкопроницаемых, изотропных коллекторах, с развитой системой вертикальных трещин, в экологически опасных или труднодоступных зонах, водоплавающих и нефтегазовых залежах, с высоковязкими нефтями и битумами, при использовании новых методов. На старых �