4. Расчет на тестовых динамических моделях

ОЦЕНКА
СКВАЖИННЫХ УСЛОВИЙ ПРИПЯТСКОГО
ПРОГИБА
ПО ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТИ
СТРОИТЕЛЬСТВА МНОГОЗАБОЙНЫХ
СКВАЖИН
(Козырь А.А., Демяненко Н.А., Повжик П.П., Привалов В.В., Кудряшов А.А.,
Порошин Д.В., Дец Б.В., Пинчук Е.А.)
Цель работы: оценка целесообразности бурения
вертикальных,
субгоризонтальных,
многозабойных
скважин с точки зрения геологического строения залежи и
выработки запасов, а также стоимости самих скважин.
ТЭО обоснования бурения скважин сложной конструкции
Геология и разработка
месторождения
Конструкция скважины
Экономические
показатели
1. Система ранжирования
Вес
0
1
Баллы
2
10
<1
1-3
3-10
10-100
> 100
5
<2
2-4
4-6
6-8
>8
Песчанистость
5
> 0,9
0,9-0,7
0,7-0,5
0,5-0,3
< 0,3
Проницаемость
коллекторов, мкм2
10
>1
1-0.1
0.1-0.01
0.01-0.005
0.005-0.001
Темп отбора от текущих
извлекаемых запасов, %
3
>16
16-8
8-4
2-4
<2
3
< 10
10-15
15-20
20-25
> 25
5
< 0.5
0.5-0.65
0.65-0.8
0.8-1
>1
0
2
Баллы
4
2
0
<5
5-10
10-15
15-20
> 20
Параметр
Вязкость нефти в
пластовых условиях, сП
Коэффициент
расчлененности
Остаточные
извлекаемые запасы на
1 скв., тыс.т
Градиент пластового
давления, МПа/100м
Эффективная
нефтенасыщенная
толщина, м
5
3
4
1. Система ранжирования
Приоритетные объекты:
- залежи елецко-задонского горизонта западного и
восточного блоков Западно-Славаньского месторождения;
- залежи елецко-задонского горизонта западного и
восточного блоков Вишанского месторождения;
- залежь ланско-старооскольского горизонта Вишанского
месторождения;
- залежи елецко-задонского горизонта западного и
восточного
блоков
Северо-Домановичского
месторождения.
2. Граничные условия технической и
технологической реализации строительства
скважины
1) граничная интенсивность искривления :
- для ствола диаметром 295,3 мм – 1,8°/10 м;
- для ствола диаметром 215,9 мм – 2,5°/10 м;
2) радиус коридора обеспечения траектории – 7,4 м;
3) граничная длина горизонтального участка:
- для обсадной колонны 245 мм – 527 м;
- для обсадной колонны 140-168 мм – 390 м.
3. Экономическая оценка
Стоимость
субвертикальной
скважины
Стоимость
субгоризонтальной
скважины
- крепление ствола r2
- дополнительное
оборудование для
попадания в стволы
стоимость МЗС превышает стоимость
субвертикальной скважины-аналога в 1,2-1,4 раза
4. Расчет на тестовых динамических моделях
1) Подбор длины ствола горизонтальной скважины.
Параметры тестовых моделей
Параметр
Проницаемость, мД
Коэффициент пористости,
доли ед.
Динамическая вязкость
нефти, сПз
Анизотропия
Мощность, м
Начальное пластовое
давление, МПа
Забойное давление, МПа
1
0,5
Тестовая модель
2
3
4
6
20
50
0,1
8
0,1
25
15
5
5
80
4. Расчет на тестовых динамических моделях
Зависимость среднесуточного дебита жидкости от длины горизонтального участка
залежи: фиолетовая линия – k=0,5 мД; красная линия - k=6 мД;
желтая линия - k=20 мД; голубая линия – k=50 мД; зеленая линия – k=80 мД
4. Расчет на тестовых динамических моделях
Исходные данные для расчёта
Тестовая модель
Параметр
Эффективная
нефтенасыщенная
мощность пласта, м
5
Анизотропия
0
Соотношение
проницаемости и
вязкости
Конструкция скважины
0,1
10
20
30
0,1
0,18
1
0,25
субверт. субгориз. горизонт.
0,75
13,5
2-х заб.
4. Расчет на тестовых динамических моделях
14
12
Дебит нефти, т/сут
10
8
Вертикальная
Субгоризонтальная
6
Горизонтальная
Двухзабойная
4
2
0
1
2
3
4
5
k/μ
Зависимость дебита нефти скважин различной конструкции от соотношения
проницаемости коллектора и вязкости нефти при значении анизотропии 0
4. Расчет на тестовых динамических моделях
30
Дебит нефти, т/сут
25
20
Вертикальная
15
Субгоризонтальная
Горизонтальная
10
Двухзабойная
5
0
1
2
3
4
k/μ
Зависимость дебита нефти скважин различной конструкции от соотношения
проницаемости коллектора и вязкости нефти при значении анизотропии 0.1
4. Расчет на тестовых динамических моделях
35
30
Дебит нефти, т/сут
25
20
Вертикальная
Субгоризонтальная
15
Горизонтальная
Двухзабойная
10
5
0
1
2
3
4
k/μ
Зависимость дебита нефти скважин различной конструкции от соотношения
проницаемости коллектора и вязкости нефти при значении анизотропии 1
5. Выводы
1) Значения дебитов вертикальной, субгоризонтальной и двухзабойной
скважин практически не зависят от анизотропии;
2) Бурение горизонтальной скважины для пластов с анизотропией равной 0
нецелесообразно;
3) При наличии вертикальной проницаемости бурение горизонтальной
скважины с точки зрения получения большего дебита нефти
предпочтительнее;
4) Дебиты нефти скважин всех конструкций прямопропорциональны
соотношению проницаемости коллектора и вязкости нефти;
5) Для ориентировочного расчёта ожидаемого дебита нефти для скважин
различной конструкции можно использовать рисунки с зависимостями; при
этом необходимо скорректировать величину полученного дебита с учётом
эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, для которого
производится расчёт;
6)
Целесообразность же бурения скважины той или иной конструкции
будет зависеть от затрат на строительство скважины.