Гидродинамическое обоснование рациональных систем размещения горизонтальных и вертикальных скважин

• Автор: Панков, Михаил Викторович
• Шифр специальности: 01.02.05
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1999
• Место защиты: Томск
• Количество страниц: 168 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
Глава 1. Литературный обзор применения горизонтального бурения в
НЕФТЕДОБЫЧЕ
1.1. Практические результаты применения горизонтальных скважин
1.2. Теоретические основы процесса вытеснения в системах вертикальных и горизонтальных скважин
Глава 2. Разработка пакета программ для трехмерного моделирования
ЗАДАЧ ВЫТЕСНЕНИЯ В СИСТЕМАХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
2.1. Постановка задачи и схема расчета
2.2. Сравнительные расчеты показателей вытеснения для трех регулярных систем расстановки скважин
2.2.1 Постановка задачи в двухмерном приближении
2.2.2 Исследование влияния размерности задачи и положения горизонтального ствола скважины для девятиточечной системы вытеснения
2.2.3 Пятиточечная система вытеснения
2.2.4 Рядная система вытеснения
2.3. Гидродинамические расчеты регулярных систем вытеснения для условий Крапивинского и Катыльгинского месторождений
2.3.1 Крапивинское месторождение
2.3.2 Катыльгинское месторождение
2.4. Гидродинамические расчеты показателей вытеснения для водоплавающей залежи
2.5. О влиянии фазовых проницаемостей на дебиты скважин для нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами

Глава 3. Практические приложения регулярных систем размещения ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ с низкопроницаемыми коллекторами
3.1. Расчет участка Вахского месторождения пласта К>і2+3
3.2. Расчет эффективности применения горизонтальных скважин для одного из участков Советского месторождения
3.3. Обоснование горизонтального бурения на Оленьем месторождении 122 ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список использованных источников
Приложение 1. Текст программы GORIZONT-DIM-3 (NDP-Fortran)

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 нгокопроницаемыми 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.
Цель работы заключается в определении оптимальных регулярных систем расстановки вертикальных и горизонтальных скважин для месторождений с

р - давление;
т - пористость пласта;
?=£в - водонасьпценность;
к(хур) - абсолютная проницаемость пласта;
/в (х)> /н СО - функции относительных фазовых проницаемостей воды, нефти; ув, ун - удельный вес воды, нефти;
Рв’Рн ~ плотность воды, нефти;
Ив, Рн ~ динамическая вязкость воды, нефти;
Дш Рв, Ра ~ сжимаемость скелета, воды, нефти.
Оси X, У направлены по простиранию пласта, ось 2 - направлена по толщине пласта.
Исходная система уравнений дополняется начальными и граничными условиями. Начальная насыщенность пласта задается по результатам геолого-геофизичеких исследований. Граничными условиями на подошве и кровле пласта являются условия непротекания. Поскольку разработанный здесь вариант трехмерной модели предназначен для расчета технологических показателей регулярных систем вытеснения, поэтому расчетной областью является параллелепипед, на боковых гранях расчетной области также выполняются условия непротекания, следующие из условий симметрии:
= 0 д£Р±ЯР)=0 дп ’ дп
Граничными условиями на скважинах являются заданные забойные давления:
р+р&=соп.у
Система уравнений (2.1) решается разностно-итерационным методом на прямоугольной сетке. При решении предполагается, что жидкости несжимаемы, а пласт недеформируем (для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами упругие запасы пластовой энергии незначительны и для них справедлив жесткий режим вытеснения). Подсчитывая расход жидкости через грани внутренней ячейки получим:
( / (
РУХ -ГУХ АУАУ + *7 , -*7 , 1 + АХАУ
1 ) ч '"'V ы-г*, ( им- им
где : АХ,, Д7, АУ - размеры разностных ячеек по осям X, Г, У.