Анализ притока жидкости и газа к горизонтальным скважинам реферат

Обновлено: 04.05.2024

В данной работе для одного из нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири. Предложена методика масштабирования полученных результатов на остальной действующий фонд добывающих горизонтальных скважин.

В данной работе для одного из нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири был произведён комплексный анализ работы опорных скважин. В качестве опорных были выбраны скважины, характеризующиеся наиболее обширным комплексом исследований (гидродинамические (ГДИС) на неустановившемся режиме, промыслово-геофизические (ПГИ), расширенный комплекс ГИС, микроимиджеры). По результатам комплексирования различных методов исследования в опорных скважинах выявлено преимущественное влияние локальных трещиноватых интервалов на работу горизонтальных стволов. В этой связи пересмотрен подход к оценке продуктивности скважин. Предложена методика масштабирования полученных результатов на остальной действующий фонд добывающих горизонтальных скважин.

Практика разработки трещиноватых коллекторов подсказывает, что описание работы системы скважина-пласт часто не соответствует поведению, предсказываемому классическими моделями фильтрации для трещиноватых систем (Warren-Root и др.), а наблюдаемые параметры фильтрации и интервалы притока зачастую не соответствуют предполагаемым на основе данных геофизических исследований скважин (ГИС) открытого ствола. Особенно явно это проявляется при анализе работы горизонтальных скважин (ГС), в которых зачастую отмечается существенная неоднородность распределения профиля притока по стволу.

Таким образом, пласт уже нельзя представить квазиоднородной системой, а прогнозирование работы скважин требует комплексирования разномасштабных методов описания пластовых систем.

Общие сведения о месторождении

В статье рассматривается месторождение, распложенное в пределах Восточносибирской нефтегазоносной провинции, являющееся уникальным не только по размерам и объёму запасов, но и по возрасту продуктивных отложений – основной объект разработки приурочен к отложениям рифейского возраста.

Опробования в скважинах месторождения показали большую изменчивость дебитов по площади (отсутствие притока, дебиты не превышают 10 т/сут, дебиты от 100 до 540 т/сут). Пласт представляет собой сложно-построенный карбонатный коллектор – матрица непроницаема, фильтрация осуществляется по трещинам, запасы сосредоточены в кавернах и интервалах выщелачивания. Распределение интервалов интенсивного кавернообразования (выщелачивания), обладающих аномально высокой пустотностью в изучаемом разрезе, крайне неравномерно. В наличии также неравномерное распределение системы трещин различных масштабов В породах имеются маломощные (как правило не более 0,5м) кавернозные прослои, обладающие высокой пустотностью. Пример таких интервалов на колонке керна представлен на рис.1. На рис.2 приведено сопоставление пустотности из которого наглядно видно, что по ГИС не всегда возможно идентифицировать столь маломощные прослои. Эффективная общая пустотность составляет порядка 1-2%, проницаемость отдельных трещиноватых интервалов может достигать 4Д.

Рис. 1. Фотографии полноразмерного керна скважин исследуемого месторождения из высококавернозного интервала.

Рис. 2. Величина пористости, определённая при микротомаграфировании полноразмерных кернов из высококавернозного интервала, сопоставленная с РИГИС.

Наличие массивной газовой шапки и подстилающей воды, обуславливает работу скважин на гравитационном режиме (ΔР~ 1 атм) для снижения рисков прорыва газа и воды.

Месторождение находится на начальной стадии разработки. Его ввод в промышленную эксплуатацию в 2017 г. показал существенную неоднородность фильтрационно-емкостных свойств и, соответственно, отклонения в проектных дебитах эксплуатационного фонда скважин.

Анализ промысловых исследований

В ходе анализа работы скважин отмечено отклонение от прогнозных параметров, полученных по традиционным аналитическим зависимостям. В этой связи отмечена необходимость создания нового подхода к описанию работы скважин данного месторождения. Представленная работа не могла быть проведена без детального анализа выполненных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин с целью уточнения модели притока к горизонтальным стволам.

На начальном этапе произведён анализ работы опорных горизонтальных скважин (скважин, характеризующихся наиболее полным комплексом исследований) путём анализа гидродинамических исследований скважин (ГДИС) на неустановившемся притоке, выполняющихся по технологии ИД-КВД перед запуском каждой скважины по фонду. В ходе анализа выявлено существенное отклонение фактической модели притока от предполагавшейся при заданных параметрах пласта и заканчивания.

Рис. 3. Типовое поведение производной давления в билогарифмических координатах. Красные точки – производная давления (факт), Зелёные точки – приращение давления (факт), Черная линия – производная давления (расчёт), красная линия – приращение давления (расчёт).

В данных условиях авторами было сделано предположение о значительном влиянии субвертикальной трещиноватости на интенсивность притока к горизонтальным стволам. Для проверки этой гипотезы использовались результаты промыслово-геофизических исследований скважин, по которым наблюдалось максимальное отклонение от проектных дебитов нефти (жидкости). Впоследствии именно эти скважины рассматривались в качестве опорных.

По результатам комплексирования ГДИС и ПГИ в опорных скважинах выявлено преимущественное влияние локальных интервалов на работу всего горизонтального ствола. Как правило, суммарная работающая длина не превышала 30-40% от пробуренной длины ГС, а по части скважин не превышала и 20%, причем локализованы эти интервалы крайне неравномерно по стволу скважины.

Рис. 4. Типовое распределение профиля притока по ПГИ на качественном уровне. Верхняя часть графиков – по данным термограмм, нижняя часть – по данным распределённой влагометрии.

В этой связи пересмотрен подход к описанию продуктивности скважин и прогнозу их работы. Так, результаты ПГИ использовались для адаптации ГДИС на неустановившемся притоке по модели ГС, осложнённой вертикальными высокопроводящими трещинами (аналог горизонтального ствола с многостадийным гидравлическим разрывом пласта), в части определения количества работающих интервалов притока. Остальные параметры адаптировались исходя из поведения производной давления согласно алгоритмам log-log анализа. Совмещение фактических и расчётных данных давало чуть лучшее совмещение (рис.3), а также лучшие прогнозные показатели.

Также выявлено существенное влияние разгазирования пластового флюида на продуктивность скважин и определён диапазон целевого забойного давления.

Рис.5. Результаты совмещения производной давления по модели ГС с МГРП на основе данных ПГИ. Красные точки – производная давления (факт), Зелёные точки – приращение давления (факт), Черная линия – производная давления (расчёт), красная линия – приращение давления (расчёт).

Описанный подход позволил уточнить параметры работы опорных скважин. В связи с ограниченностью количества проведённых ПГИ для перехода к описанию работы остального фонда скважин, с использованием методов машинного обучения выполнено построение алгоритма интерпретации ГИС для прогноза работающих по ПГИ интервалов.

Использование данных ГИС для идентификации интервалов притока

До настоящей работы результаты интерпретации ГИС не использовались для оценки проницаемости и стартовых дебитов. Отложения считались повсеместно трещиноватыми со средней плотностью трещин 3 трещины/метр. При этом анализ колонки керна демонстрирует, что следы УВ встречаются только в одной трещине из 80. Работа не всех трещин предполагалась и ранее: по данным пластовых микросканеров идентифицируется повсеместная трещиноватость, , тогда как результаты ПГИ свидетельствуют о наличии нескольких разрозненных интервалов притока.

Всего в анализе участвовало 6 горизонтальных скважин, имеющих расширенный комплекс ГИС хорошего качества и профиль притока по ПГИ. 3 скважины представлены каротажем отечественного производства и 3 скважины имеют запись ГИС зарубежных сервисных компаний.

Рис.6. Пример сопоставления работающих интервалов по ПГИ (вторая слева колонка) и данным ГИС (крайняя слева колонка).

В ходе работы подтверждено преимущественное влияние трещин на работу эксплуатационного фонда и, соответственно, обоснован переход от модели притока к ГС с фиксированной эффективной длиной ствола к модели притока к ГС, осложнённой локальными трещиноватыми интервалами при интерпретации ГДИС на неустановившемся притоке.

Найдены статистические критерии выделения по ГИС потенциально продуктивных интервалов. Выделяемые по ГИС интервалы маломощные, а ПГИ фактически показывает их интегральное влияние на профиль притока.

Достоверность прогноза положения интервалов притока по результатам ГИС составляет 60-90%, чего достаточно для масштабирования методики на другие скважины эксплуатационного фонда.

Таким образом, разработан подход к описанию работы горизонтальных скважин в условиях вскрытия неравномерно трещиноватого карбонатного коллектора, основанный на комплексировании ПГИ, ГДИС и ГИС открытого ствола.

Выявленные закономерности могут использоваться при прогнозировании продуктивности скважин. Это позволит уточнить текущие уровни добычи по скважинам, оптимизировать их режим работы, вынести рекомендации по проведению геолого-технологических мероприятий.

Морозовский Н.А. Методика комплексного геофизического контроля разработки низкопроницаемых коллекторов в условиях искусственной и естественной макротрещиноватости // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук - РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина – Москва - 2016. – С. 47–80.

Ключевые слова: нефтегазоконденсатное месторождение, анализ работы опорной скважины, трещиноватые интервалы, горизонтальные скважины, продуктивность скважины

Keywords: oil and gas condensate field, analysis of the support well, fractured intervals, horizontal wells, well productivity

В том случае, когда широко распространённые методы разработки нефтяных и газовых месторождений не позволяют достичь нужного уровня добычи, что является необходимостью разработки истощенных пластов, находящихся на поздней стадии эксплуатации, применяются методы разработки пластов ГС (горизонтальными скважинами) и РГС (разветвлённо-горизонтальными скважинами).

Такая система разработки позволяет расширить дренажные области, увеличивает их продуктивность и текущую нефтеотдачу пластов, а также, в зависимости от конкретных геолого-физических условий, увеличивает количество извлекаемых углеводородов.

В данной работе мы получим представление о строении горизонтальной скважины, его видах, о факторах, влияющих на строение скважины, рассмотрим зависимости притока жидкости в скважину в зависимости от толщины пласта, анизотропии по различным методам, представленным в работе других авторов.

ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА [pic 3]

Понятие о горизонтальной скважине. Профили горизонтальных скважин

Горизонтальными называются скважины, в которых интервал вскрытия продуктивного пласта стволом скважины более чем в два раза превышает толщину пласта.

По типу профиля различают трех-, четырех- и пятиинтервальные горизонтальные скважины, а по числу стволов — однозабойные и многозабойные.

Рисунок 1. Основные типы профилей горизонтальных участков стволов в пласте: а — прямолинейный; б — пологий; в — вогнутый; г — синусоидальный; д — вогнуто- выпуклый с прямолинейным участком; е - сложно построенный профиль; ж — составные элементы прямолинейного ГУ в пласте

В настоящее время у нас в стране и за рубежом наиболее распространена классификация типов горизонтальных скважин, согласно которой выделяют ГС с большим, средним и малым радиусом искривления. [pic 5]

С большим радиусом искривления ствола относительно вертикального участка, радиусы от 190м. Используются для добычи продукции на суше и море при кустовом бурении, а также при бурении горизонтальных скважин со значительной протяжённостью ствола (600-1500м). Не требуют особого оборудования;
Со средним радиусом искривления — такие скважины требуют применения специального оборудования (отклонители, утяжеленные бурильные трубы — УБТ и т.д.), размер и конструкция которых позволяют получать радиусы 60-190 м. Используются как для одиночных, так и для восстановления эксплуатационной характеристики действующих скважин. Обычная протяженность 450-900 м;
С малым радиусом искривления — наряду со специальным оборудованием эти скважины предъявляют дополнительные требования к технологии бурения и ориентированию инструмента; основная цель их строительства — восстановление бездействующего фонда скважин. Радиус искривления – 10-60 м., протяженность – 90-250м.

1.2. Факторы, влияющие на профиль горизонтальной скважины

На профиль горизонтальной скважины влияют:

Близость контактов газ-вода и газ-нефть (при наличии нефтяной оторочки)
Толщина продуктивного пласта и расстояние фильтровой части ствола от кровли и подошвы
устойчивость породы пласта к разрушению
Наличие в добываемой продукции скважины твердых и жидких примесей
Наличие в горизонтальной части ствола фонтанных труб [pic 6]
Необходимость вскрытия всех пропластков, если залежь многослойно-неоднородная и увеличение длины фильтра по низкопроницаемым пропласткам
Необходимость обеспечения одновременного равномерного истощения всех пропластков в условиях ухудшенной гидродинамической связи между пропластками многослойно-неоднородных, анизотропных пластов. [pic 7]

При близости к стволу скважины контактов газ-вода и газ-нефть необходимо располагать ствол скважины на оптимальном расстоянии от контактов и иметь возможность регулировать профиль притока к стволу скважины за счет перемещения НКТ по горизонтальной части ствола (Рисунок 2).

Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего
профессионального образования
Пермский национальный исследовательский политехнический
университет
Кафедра нефтегазовых технологий

Приток газа к скважине.

Выполнил: студент гр. РНГМ-14-2
Дерендяев Р.А
Проверил: ассистент
Лекомцев А.В.

Пермь, 2015
Содержание.Введение………………………………………………………………………………..…….3
1. Условия притока газа к скважине. Выбор значения депрессии на пласт……. ……4
2. Уравнение установившегося притока газа к скважине………………………….……..9
2.1. Приток газа по закону Дарси………………..………………………..…………..10
2.2 Приток газа по двучленному закону фильтрации…………………..……………11
3. Методы и способы вызова притока и освоения добывающих скважин…………..…13
Заключение…………………………………………………………………………………16
Список использованнойлитературы……………………………………….……………..17

Введение.
Газовая промышленность занимает все более лидирующие позиции как в топливно-энергетическом комплексе, так и в экономике страны. Россия не только полностью обеспечивает свои внутренние потребности в этом высококачественном энергоносителе, но и в значительной степени покрывает спрос на газ многих стран Восточной, Центральной и Западной Европы, принося стране значительные валютные поступления. Спрос нароссийский газ сохранится и в дальнейшем. Поддержание и рост уровня добычи газа обеспечиваются увеличением объема строительства и капитального ремонта скважин, а также развитием техники и технологии бурения скважин в рамках дальнейшего совершенствования сложившихся технологий. Важнейшим элементом добычи газа является освоение скважин.
Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока газа изпласта в скважину. На данный момент существует множество различных способов по вызову притока. Они позволяют повысить дебит скважины и депрессию на пласт. Однако не все операции оказываются эффективными, что объясняется как недостаточно обоснованным выбором технологии для конкретных скважин. Поэтому поиск методов интенсификации притока газа к скважине является актуальной задачей.

1. Условия притокагаза к скважине. Выбор значения депрессии на пласт.
При эксплуатации скважины движение газа осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг от друга, притом взаимосвязаны между собой.

Приток газа в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называетсядепрессией на пласт.
∆Р = Рпл – Рзаб (1.1)
Значение депрессии при вызове притока ограничено следующими требованиями. Градиент давления α на цементную оболочку обсадной колонны со стороны водоносных пропластков или подошвенных вод не должен превышать 2 МПа. Тогда депрессия на пласт:
∆Р1 = Рпл – (Рпл –α*h) , (1.2)
где Рпл — давление в водоносном пласте, МПа; h - высота качественной цементной оболочки междуводоносным пропластком и ближайшим перфорационным отверстием, м.
Перепад давлений ∆P2 на эксплуатационной колонне не должен превышать установленного требованиями нормативных документов. Устойчивость призабойной зоны пласта обеспечивается при выполнении соотношения
∆P2

В случаях, когда широко распространенные способы разработки нефтяных месторождений не позволяют достичь нужного уровня добычи нефти, что является следствием необходимости разработки истощенных продуктивных пластов, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также необходимостью освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, особенно актуальны новые способы разработки нефтеносных площадей и нестандартные подходы к их применению. В настоящее время к новым способам относится разработка нефтегазовых месторождений горизонтальными (ГС) и разветвленно-горизонтальными скважинами (РГС).

Такая система разработки способствует расширению дренажных областей скважин, увеличению их продуктивности и текущей нефтеотдачи пластов и во многих случаях, в зависимости от конкретных геолого-физических и гидродинамических условий залежей, извлекаемых запасов углеводородов.

В связи с вышеизложенным возникает необходимость создания гидродинамических моделей трехмерной фильтрации пластовых флюидов, составления алгоритмов и машинных программ расчета технологических показателей разработки в условиях применения ГС и РГС.

В данной работе мы получим представление о строении горизонтальной скважины, его видах, о факторах, влияющих на строение скважины, рассмотрим зависимости притока жидкости в скважину в зависимости от толщины пласта, анизотропии по различным методам, представленным в работе других авторов, а также производит расчет эффективности от бурения горизонтальных скважин.

Фрагмент работы для ознакомления

1.1 Понятие о горизонтальной скважине. Профили горизонтальных скважин

2 Приток жидкости к горизонтальной скважине в пласте конечной толщины

3.1 Расчет притока жидкости к горизонтальной скважине в пласте конечной толщины

Эффективность от бурения горизонтальных скважин обычно прогнозируется в технологических схемах разработки. При этом различные институты применяют различные методики гидродинамических расчетов [6].

Данные для расчета эффективности представлены в таблице 1.

Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D для L=200 м. Для этого необходимо рассчитать параметр анизотропии по проницаемости из выражения 2.3, а также большую полуось эллипса дренирования (выражение 21):

Таблица 1 – Данные для расчета эффективности пробуренного горизонтального ствола

Таблица 2 - Данные расчета дебита горизонтального участка

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данная курсовая работа посвящена решению гидродинамической задачи притока жидкости к горизонтальным (ГС) и разветвленно-горизонтальным скважинам (РГС) конечной толщины.

Рассмотренная гидродинамическая задача притока жидкости к одной (ГС), обобщена на случай РГС с произвольным числом горизонтальных стволов. Рассмотрены частные случаи, когда в пласте эксплуатируются РГС с двумя и тремя горизонтальными стволами.

Список литературы [ всего 8]

Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.

* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.

Читайте также: