Моделирование работы горизонтальных скважин в условиях сложнопостроенных нефтяных залежей

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

ЗАО «ЕВРОТЭК», Россия

Даже после качественного вскрытия пласта горизонтальными скважинами показатели выработки запасов нефти не всегда соответствуют проектным. Так, например, фактический профиль ГС, вскрывшей газонефтяную залежь Ярайнерского месторождения, соответствует проектному. Однако после непродолжительного времени эксплуатации произошло обводнение до 90%.

Установлено, что основной причиной является превышение допустимой депрессии, и, вследствие, подтягивание подошвенной воды [6, 7]. При выработке запасов нефти объекта Вч 1-2 Верхнечонского месторождения проектным документом утвержден вариант разработки газонефтяной залежи блоков 1, 2, 5, 8 горизонтальными скважинами. После запуска в эксплуатацию фактические дебиты ГС соответствовали проектным, однако после года эксплуатации они снизились в два раза. В 2010 году были проведены геофизические исследования скважин, по результатам которых установлено, что приток по длине ГС имеет крайне неравномерный характер, несмотря на равномерную перфорацию по всей длине ствола [2, 3].

Учет и решение многих проблем эксплуатации горизонтальных скважин возможен на стадии проектирования разработки сложно построенных залежей, как показал анализ результатов проектирования и обоснования дебита горизонтальных скважин в зависимости от длины, математического моделирования продуктивности горизонтальных скважин с учетом гидравлических сопротивлений по длине горизонтального ствола [4, 5]. Ряд исследователей [1, 4] указывают на существенное влияние потерь давления по длине горизонтального ствола, что приводит к отклонению фактических показателей эксплуатации от проектных. Рассмотренные способы моделирования притока жидкости к горизонтальному стволу с учетом гидравлических сопротивлений имеют различные постановки. Сопоставление результатов показывает некоторую неоднозначность, отмечается противоположность полученных результатов, что говорит о множественности представлений о распределении депрессии и притоке флюида к горизонтальному стволу в продуктивном пласте.

Для учета вышеперечисленных факторов была разработана гидродинамическая модель горизонтальной скважины с имитацией способов заканчивания, таких как перфорированный фильтр и проперфориро-ванная обсадная колонна.

На рисунке 1 представлены результаты расчета ГС (L=500 м., фильтр ФБ.102) для условий объекта БВ2 Вынгапуровского месторождения. Существенные потери в данном примере более 0,1 МПа возникают при дебите свыше 1500 м3/сут и выше. Однако и с учетом потерь проектные дебиты намного выше фактических. Это подтверждает необоснованность выводов многих исследователей о том, что в ГС работают не более 50250 метров ствола в продуктивном пласте по причине недостаточной депрессии, а также следует, что главной причиной меньших дебитов и неплановое снижение добычи является неравномерность притока, обусловленная геологическими особенностями вскрытого пласта, что подтверждается результатами промыслово - геофизических исследований горизонтальных скважин [2, 3].

Определяющим показателем разработки нефтяных месторождений является величина охвата залежи дренированием и воздействием. Оценка величины охвата пласта дренированием и воздействием, а также методы его увеличения, требуют учета множества влияющих факторов. Коллекторы, вскрываемые ГС, практически всегда состоят из нескольких пластов или пропластков. В связи с этим возникает необходимость управления выработкой запасов из различных участков дренируемых ГС. При отсутствии регулирования этих процессов происходит неравномерная выработка запасов по объему коллектора, обводнение высокопроницаемых пропластков, что в конечном итоге нарушает стратегию разработки объекта.

Очевидно, что на сегодняшний день исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине для интенсификации добычи нефти путем изучения влияния забойного давления и неоднородности коллектора, определения оптимальной длины ствола для заданных горно-геологических условий, разработки практических рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации ГС, с целью управления выработкой запасов, является важной практической задачей. Однако неравномерность притока вдоль ГС не означает аналогичную неравномерность в пределах продуктивного пласта, поскольку воронка депрессии выравнивается в пределах пласта в течение эксплуатации.

Рис. 1. Распределение притока и снижения депрессии по длине ГС.

Проектирование горизонтальной скважины в продуктивном пласте, с учетом профиля притока и способа заканчивания, является пассивным инструментом регулирования выработки запасов нефти из пропластков с различными ФЕС, в этой связи разработана методика по прогнозированию эффективности эксплуатации горизонтальных скважин в условиях неоднородного коллеткора, с учетом эксплуатационных параметров способа заканчивания горизонтальных скважин, направленных на выравнивание профиля притока в сложнопостроенных залежах.

7. Самойлов А.С., Грачева С.К. Принципы повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти горизонтальными скважинами // Наука и ТЭК. – 2011. – № 4. – С. 31-35.

В состав методики входит несколько этапов: определение дебита горизонтальной скважины в зависимости от длины и геолого-физических параметров определяющих эффективность данной технологии. Решение задачи осуществляется по аналитическим зависимостям. Выбор первых оптимальных вариантов длины ГС, диаметра скважины; создание геологогидродинамической модели либо использование существующей, учитывающей детальное геологическое строение участка (изменение ФЕС по данным лабораторных исследований керна, по результатам проведения ГИС, ГДИ); вычислительные эксперименты по определению оптимального варианта длины и расположения горизонтального ствола; распределение интервалов по значению притока и наибольшей выраба-тываемости в объеме коллектора; определение значений проницаемости для околоскважинных ячеек наиболее интенсивных пропластков, которые будут обеспечивать приток соответствующий формированию равномерной выработки запасов нефти по всем объему пласта; создание гидродинамической модели горизонтальной скважины с имитацией способа заканчивания. Определение количества и размер перфорационных отверстий, по значениям дебита и интервалов притока ГДМ, которые будут обеспечивать равномерность притока вдоль ГС; сопоставление полученных значений по вариантам, выбор наиболее оптимального.