Влияние конструкций горизонтальных скважин на возможность определения параметров пласта по результатам исследования их на нестационарных режимах фильтрации

ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ

ВЛИЯНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ВОЗМОЖНОСТЬ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ ИХ НА НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ Романенков П.В.

Романенков Павел Викторович - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: в статье анализируется картина распределения давления с применением прикладных программ на примере реальной гидродинамической модели пласта. Гидродинамические исследования пластов и скважин (ГДИ) играют важную роль в комплексном решении задач рациональной разработки месторождений. Достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств нефтяных пластов по материалам гидродинамических исследований отражается на результатах построения геолого-гидродинамической модели, на проектировании разработки и на эффективности контроля за разработкой. Ключевые слова: давление, пласт.

На газовых и газоконденсатных месторождениях небольшой толщины и ухудшенными фильтрационными свойствами вскрытие пластов вертикальным стволом приводит к получению низких дебитов, быстрому обводнению скважины, незначительному коэффициенту извлечения флюидов, а также деформации и разрушению призабойной зоны при создании депрессии выше допустимой. При небольших депрессиях на пласт производительности таких скважин оказываются весьма низкими. Разработка месторождений системой вертикальных скважин при незначительной толщине пласта, низкой проницаемости, наличии преимущественно вертикальных трещин, подошвенной воды и нефтяной оторочки, а также освоение большинства шельфовых месторождений становится малоэффективными. Поэтому для освоения таких залежей необходимо использовать новые типы скважин - горизонтальные.

При оценке фильтрационных параметров пласта, вскрытого горизонтальной скважиной следует обратить внимание на: стабилизацию процесса фильтрации, расположение горизонтальной скважины по толщине и относительно контуров питания, пол-ноту вскрытия горизонтальным стволом длины удельной площади, приходящейся на долю скважины; направление ствола, соотношение геометрических параметров зоны дренирования: L, Lскв, h и Як; параметр анизотропии. При значительных дебитах скважины и соответствующей её конструкции, т.е. длине, и диаметре ствола забойное давление становится переменной и, тогда возникает вопрос о величине депрессии на пласт, принимаемой при определении коэффициента продуктивности, от величины которого зависит и значение коэффициента проницаемости. Величина Як, используемая во всех приближенных методах по данным геолого-математической модели является переменной по длине ствола и поэтому приводит к неточному определению фильтрационных свойств пласта при известном дебите. Перечисленные выше и другие факторы создают трудности в создании методов определения параметров пластов по результатам исследования горизонтальных скважин при стационарных и нестационарных режимах.

К настоящему времени предложены только отдельные и часто неприемлемые рекомендации по определению параметров газоносных пластов, вскрытых

горизонтальными скважинами по результатам их исследования на нестационарных режимах фильтрации.

Все методы, посвященные определению параметров, вскрываемых пластов по результатам исследования горизонтальных скважин получены для случая фильтрации газа в однородной пористой среде.

Точные методы определения параметров пластов по данным исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации получены путем создания гео лого-математических моделей фрагментов однородных и неоднородных пластов, вскрытых такими скважинами. Снятые кривые стабилизации давления и дебита и кривые восстановления давления в горизонтальных скважинах, вскрывших фрагменты с известными параметрами при их обработке предложенными методами, должны были дать величины проницаемостей, использованные при моделировании. В противном случае имеющиеся приближенные методы должны быть признаны как непригодные для практического использования.

Проблема исследования горизонтальных газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации и определения параметров пластов по результатам таких исследований изучена недостаточно.

Применением горизонтальных газовых скважин при освоении месторождений связана необходимось создания теоретических основ методов исследования, технологии проведения и обработки полученных результатов для таких скважин. Для однородных изотропных пластов при пуске и остановке горизонтальных скважин в пределах толщины пласта процессы, происходящие вблизи ствола с учетом сил гравитации практически идентичны процессам, происходящим при пуске и остановке вертикальных скважин. Следовательно, в пределах толщины пласта, вскрытого горизонтальным стволом, методы, разработанные для вертикальных газовых скважин, могут быть использованы без существенных изменений. Если пласт, вскрываемый горизонтальной скважиной анизотропный, то это означает, что участок КВД, охватывающий зоны в пределах толщины будет в основном характеризовать проницаемость пласта в вертикальном направлении.

Процесс восстановления давления в горизонтальных скважинах за пределами толщины пласта происходит по аналогии с характером изменения КВД, снятой в вертикальных скважинах, расположенных вблизи тектонических нарушений, контурных вод или зон с ухудшенными проницаемостями. Существующая некоторая аналогия кривых восстановления давления в вертикальных скважинах являлась основой для выделения на КВД, снятых в горизонтальных скважинах нескольких участков, характеризующих:

- призабойную зону в пределах толщины пласта;

- зону, за пределами призабойной зоны с большей степенью отражающей отсутствие пласта выше кровли и ниже подошвы;

- зону, отражающую в большой степени восстановления давления по направлению к контуру питания.

По продолжительности процесс восстановления давления в горизонтальных скважинах условно разделен на 4 периода, из которых: первый период характеризует зону в пределах толщины пласта; второй и третий периоды зону за пределами призабойной зоны и четвертый зону, охватывающую среду влияния горизонтального ствола до контура питания.

Из изложенного следует, что к настоящему времени не разработаны надежные методы, гарантирующие достоверность определяемых параметров пластов по данным исследования горизонтальных газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации.

Список литературы

1. Чодри Аманат. Гидродинамические исследования нефтяных скважин / А. Чодри; ред. С.Г. Вольпин; пер.: В.А. Юдин, О.В. Ломакина. М.: Премиум Инжиниринг, 2011. 687 с.: ил. (Промышленный инжиниринг). Библиогр. в конце гл. Библиогр. С. 675-689.

ОСОБЕННОСТИ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И МЕРЫ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ИСТОЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Косов Д.А.1, Волков А.В.2, Сайфуллин М.А.3, Гребенюк А.И.4

1 Косое Дмитрий Алексеевич - магистрант;

2Волков Александр Витальевич - магистрант;

3Сайфуллин Манур Айсатуллович - магистрант;

4Гребенюк Артём Игоревич - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений,

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: очевидно, что, в первую очередь, необходимо конкретизировать понятие поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Сегодня можно встретить различные термины («поздняя», «заключительная», «зрелое месторождение»), характеризующие одну и ту же ситуацию, складывающуюся на всех, без исключения, нефтяных месторождениях, чья предшествующая разработка осуществлялась с применением искусственного заводнения продуктивных коллекторов. Ключевые слова: поздняя стадия, коллектор увеличение нефтеотдачи, истощение, обводненность, нефтяная залежь, гравитационный градиент, ПЗП, КИН, пластовый флюид, ППД.

УДК 622.276.64

Понятие поздней стадии разработки. Как правило, этот термин применяют для всей залежи по интегральной характеристике обводнения и увязывают с коэффициентом использования или со степенью выработки извлекаемых запасов [1]. Считается, что к поздней стадии относится период разработки, когда средняя обводненность добываемой продукции превышает 90%, а выработка от НИЗ больше 80%. Здесь, пожалуй, и стоит внести уточнения, поскольку средняя обводненность залежи складывается из динамики обводнения каждой скважины, то интегральная обводненность характеризует лишь процесс обводнения заводняемой части пласта и не отражает физической сущности процессов происходящих в пласте, а ведь от понимания процессов протекающих в пласте и будет зависеть стратегия разработки. Дело в том, что поздней стадией разработки следует называть период после прохождения фронта вытеснения, который затрагивает только тот объем пласта, где это произошло. По мере распространения фронта вытесняющего агента в глубь продуктивного пласта будет происходить увеличение объема пласта, для которого наступает поздняя стадия разработки, а значит и все физические процессы, характерные для этой стадии разработки, которые будут рассмотрены ниже. Понимание смысла поздней стадии разработки именно в этом контексте позволяет нам обратиться к следующему ключевому моменту в разработке нефтяного месторождения.

Любая разрабатываемая нефтяная залежь - это динамическая система [2], которая претерпевает необратимые изменения в процессе извлечения из нее пластовых флюидов. Однако после внедрения системы ППД, по сути, происходит одинаковое воздействие на