РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.1/.4:622.243.24
© С.Н. Закиров, Д.К. Шайхутдинов, 2015
О прогнозных и фактических дебитах горизонтальных скважин
(в порядке обсуждения)
С.Н. Закиров, д.т.н. (ИПНГ РАН), Д.К. Шайхутдинов
(ТатНИПИнефть)
Адрес для связи: damir@petrobak.ru
Ключевые слова: формула Дюпюи, скин-фактор, абсолютная проницаемость, дебит, пласт, объемный фактор, горизонтальная скважина.
Estimated and actual production rates of horizontal wells
S.N. Zakirov (Oil and Gas Research Institute of RAS, RF, Moscow), D.K. Shaikhutdinov (TatNIPIneft, RF, Bugulma)
E-mail: damir@petrobak.ru
Key words: Dupuis formula, skin-factor, absolute permeability, production rate, formation volume factor, horizontal well.
This paper discusses the reasons for discrepancy between production rates of horizontal wells calculated by analytic formulas and actual well rates from the Romashkino field. It has been found that analytical formulas derived on the basis of total pore volume concept based on absolute gas permeabilities do not consider formation volume and skin factors. Randomly assumed dimensions of a specific drainage volume model affect simulated results. Besides, analytic formulas do not consider reservoir heterogeneity and transient fluid flow observed after putting a well on stream. Therefore, such formulas should be used mainly for qualitative evaluation. The authors recommend using 3D sector or full-field reservoir models to predict horizontal well rates.
Во многом благодаря ученому-нефтянику с мировым именем А.М. Григоряну [1] технологии бурения горизонтальных скважин (ГС) нашли широкое распространение в практике добычи нефти и газа. При этом приоритет в получении первых формул для расчета дебитов ГС также принадлежит отечественным ученым [2-5]. Из более поздних аналитических решений отметим лишь некоторые [6-8]. Эти, как другие решения, несмотря на развитие 3D компьютерного моделирования, довольно широко использовались и используются в практических расчетах. Однако нередко фактические и расчетные дебиты ГС сильно различаются. В связи с отмеченным представляет несомненный интерес выявление причин такого расхождения. С этой точки зрения весьма полезна работа [9], в которой обобщается многолетний опыт бурения ГС в Татарстане. В данной статье ограничимся информацией из работы [9], касающейся только ГС. Анализ данных по многозабойным скважинам заслуживает отдельного рассмотрения.
На рис. 1 сопоставлены начальные фактические и расчетные дебиты нефти по трем объектам Татарстана [9]. Анализ представленных данных позволяет отметить следующие особенности.
1. Диапазон разброса расчетных дебитов нефти достаточно большой, но заметно меньше диапазона разброса фактических дебитов.
2. Относительно благоприятна ситуация с расчетными дебитами по башкирскому объекту. Наиболее заметные расхождения между фактическими и расчетными дебитами имеются по бобриковскому и тур-
Рис. 1. Зависимость фактических и расчетных начальных дебитов нефти от длины условно горизонтального участка ствола
нейскому объектам. Однако, если по бобриковскому объекту фактические дебиты заметно превышают расчетные, то по турнейскому - почти все фактические дебиты меньше расчетных.
В таблице согласно работе [9] приведена геолого-физическая характеристика рассматриваемых объектов. Самым верхним объектом эксплуатации с применением горизонтальных технологий на месторождениях Республики Татарстан (глубина 750-1036 м) являются отложения башкирско-серпуховского возраста среднего и нижнего карбона. Здесь пробурены 176 скважин с горизонтальным окончанием (СГО) и средним дебитом нефти 4,6 т/сут. На отложения тульского горизонта про-
Объект
Параметры башкирско-серпуховский тульско-бобри-ковский турнейский
Средняя глубина залегания, м 886 1288 1164
Тип коллектора Карбонатный Терригенный Карбонатный
Средняя толщина: общая 20 14 31,2
нефтенасыщенная 6,1 7,1 9,8
Проницаемость, мкм2 0,13 0,91 0,12
Пористость, % 14,42 24,3 12,67
Начальное пластовое давление, МПа 8,72 13,16 11,26
Динамическая вязкость, мПа-с 89,72 91,41 35,62
Плотность нефти, т/м3 0,9 0,89 0,88
Газосодержание нефти, м3/т 2,34 11,37 17,66
Давление насыщения нефти газом, МПа 2,98 3,82 3,94
бурены пять СГО со средним дебитом нефти 6 т/сут, на отложения бобриковского горизонта - 130 СГО со средним дебитом нефти 9,4 т/сут. Отложения турнейского яруса развиты в пределах всего юго-востока Татарстана и залегают на глубине 1070-1350 м. Здесь пробурены 258 СГО со средним дебитом нефти 6,7 т/сут.
Данные таблицы позволяют к отмеченным особенностям добавить следующие.
1. Явно не просматривается влияние типа продуктивного коллектора на степень различия расчетных и фактических дебитов нефти. Так, объекты с наибольшим расхождением дебитов относятся как к терригенным (тульско-бобриковским), так и к карбонатным (турней-ским) отложениям.
2. Тип коллектора влияет на характер различия расчетных и фактических дебитов. В случае турнейских карбонатных отложений фактические дебиты меньше расчетных, в случае бобриковских терригенных коллекторов ситуация противоположная.
3. Зависимость расчетных и фактических дебитов скважин от длины горизонтальных стволов по башкирским и турнейским карбонатным отложениям имеет тенденцию к выполаживанию. Очевидно, что этот результат имеет практическое значение.
При дальнейшем изложении будем опираться на результаты расчетов по четырем известным формулам: Ю. Борисова; S. Joshi; Gider; Renald-Dupuy. Их общие недостатки поясним на примере уравнений притока нефти к вертикальной скважине. Одной из первых в теории фильтрации стала известная формула Дюпюи
2лМ рк - рс
т
1п ^ Я.
(1)
ние соответственно на контуре питания и в скважине; Rк, Rс - радиус соответственно контура питания и скважины.
Эта формула была получена для притока воды из водоносного пласта к совершенной по степени и характеру вскрытия вертикальной скважине и, к сожалению, без каких-либо оговорок была перенесена на нефтяные скважины. На протяжении многих десятилетий именно формула (1) давалась во всех учебниках и в приведенном виде широко применялась на практике.
Формула (1) и почти все формулы в подземной газогидродинамике получены в рамках так называемой концепции абсолютного порового пространства (АПП) [10]. Концепция АПП основана на классических дифференциальных уравнениях Маскета - Мере-са (1936 г.). Базисными в уравнениях являются коэффициент абсолютной проницаемости по газу кабс и коэффициент открытой пористости т0.
Переход в стране в 2000 г. на 3D компьютерное моделирование в теории и практике разработки месторождений нефти и газа выявил много упущений. В результате в работе [10] была сформулирована новая методология исследований в нефтегазовых дисциплинах в рамках альтернативной концепции эффективного порового пространства (ЭПП). Базисными в данной концепции являются коэффициент эффективной проницаемости кэф (фазовая проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности 5в 0) и коэффициент эффективной пористости тэф = т0(1 - 5во). Схематичные базовые модели порового пространства в этих двух концепциях представлены на рис. 2.
где q - объемный дебит; к - проницаемость; h -толщина пласта; т - вязкость флюида; рк, рс - давле-
Рис. 2. Схема базисной структуры порового пространства согласно концепциям ЭПП (а) и АПП (б)
Ч
Одним из следствий концепции ЭПП явилась корректная запись уравнения притока нефти к скважине в виде [10]
„ рст2"М Рк - Рс Чм _рн
(2)
тВ 1п^ + 5
где qм - массовый дебит (на практике часто ошибочно принималось, что q = qм); рснт - плотность нефти при стандартных условиях; В - объемный фактор; 5 - скин-фактор.
В формуле (1) по умолчанию под к понималась абсолютная проницаемость по газу, которая никакого отношения к фильтрации нефти не имеет и принималось, что В = 1. На практике значение объемного фактора может достигать 4 (у летучих нефтей). В формуле (1) отсутствует скин-фактор 5, хотя в последние годы он стал учитываться.
Все перечисленные недостатки формулы (1) справедливы применительно практически ко всем известным формулам для ГС, т.е. погрешности при расчетах по таким формулам вполне могут достигать больших значений. На рис. 1 они сильно не проявились, потому что упругие свойства нефти, малое газосодержание приближали их к воде.
Недостаток большинства формул для расчета дебита ГС состоит в следующем. Принимается, что горизонтальный ствол параллелен кровле и подошве однородного по коллекторским свойствам пласта с известным коэффициентом анизотропии, т.е. реальная геология не учитывалась в расчетах. Проблема с анизотропией кол-лекторских свойств присуща и методологии 3D компьютерного моделирования. Переход к концепции ЭПП вынудил ее авторов решить данную проблему [10].
Дело в том, что концепция ЭПП позволяет создавать и обосновывать такие технологии разработки, которые в рамках концепции АПП в принципе не могли появиться. Одними из них стали технологии вертикально-латерального заводнения пластов, а также вертикально-латерального сайклинг-процесса для газоконденсатных залежей [10]. Однако данные технологии потребовали знания коэффициента проницаемости вдоль вертикальной координаты к2. Поэтому для его определения была обоснована новая технология исследования скважин и пластов - технология 3D гидропрослушивания, т.е. требуемая технология исследования скважин имеется, но за редким исключением реализуется в проектах строительства ГС и даже при создании 3D гидродинамических моделей пластов.
Следующий недостаток формул для расчета дебита ГС заключается в требовании задания геометрических размеров удельного дренируемого объема пласта. Ни один из авторов анализируемых формул этой проблемой не озадачивался. Так, если на залежь бурится первая ГС, то за удельный объем дренирования можно принять всю залежь. Если реализуется регулярная сетка скважин, то в качестве ее следует брать размеры соответствующей части элемента разработки.
Для оценки возможных погрешностей от некорректности в задании геометрических параметров области
Рис. 3. Зависимость отношен
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.