Как
уже неоднократно было замечено в научно-производственных статьях, что при
бурении горизонтальных скважин обнаруживаются серьезные ошибки. Вина за них
обычно возлагается на проекты разработки нефтяных залежей, где было
запроектированно применение горизонтальных скважин, и на проекты бурения
горизонтальных скважин. По мнению авторов статей, вина состоит в недостаточном
или даже неудовлетворительном учете геологического строения нефтяных пластов.
Выявленные ошибки связывают с отсутствием общепризнанной методики проектирования
разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин.
Конечно,
критика проектов и проектировщиков за неучет фактического геологического
строения нефтяных пластов в определенной мере справедлива, поскольку нередко
при проектировании применения горизонтальных скважин не учитывают самые
очевидные особенности геологического строения пластов; наличие множества слоев
эффективной толщины и разделяющих прослоев неэффективной толщины. Кроме того,
не учитывают неоднородность слоев по проницаемости.
Безусловно,
в проектах разработки нефтяных залежей с применением ГС такие недостатки надо
устранить, чтобы дать более реалистическую оценку эффективности ГС и не
допускать значительного преувеличения эффективности.
Однако
имеются недостатки, которые практически невозможно устранить, их надо постоянно
иметь в виду и учитывать.
Таким
недостатком является заметная и даже значительная погрешность экстраполяции
глубины залегания кровли и подошвы нефтяных пластов и слоев на расстоянии 400-800
м. Этот факт уже был отмечен на примере пласта-репера верхнего известняка Ромашкинского нефтяного
месторождения в Татарии.
Приведем
данные (таблица 4), которые взяты тоже по Ромашкинскому месторождению, но не по
девоны, а по карбону, и будут полезны при проектировании разработки ГС нефтяных
залежейц карбона (верейского, башкирского, тульского и турнейского горизонтов).
Из этой
таблицы следует, что среднее значение измененя глубины залегания кровли
турнейского яруса по соседней скважине без учета знака изменения равно Dh = 6,08 м. Неоднородность совокупности значений по 20
соседним скавжинам количественно характеризуется квадратом коэффициента
вариации V2 = 1.41.
Для сравнения, по девону по пласту-реперу верхнего известняка Dh = 3,54 м и неоднородность совокупности значений по 16
соседним скважинам V2 = 0,76. С
учетом этого глубина залегания кровли пласта в соседних скважинах математически
описывается известным показательным распределением с квадратом коэффициента
вариации V2 = 1,00.
Доля случаев, когда значение измененя глубины меньше или равно Dh1, составит Р1 = 1- е-Dh /Dh ,
соответственно доля случа ев, когда значение Dh1*Dh*Dh2, будет Р2 = е-Dh /Dh - е-Dh /Dh.
Таблица
4.
Номер
скважины
Глубина залегания кровли, м
Разность отметок глубин в соседних скважинах, м
Расстояние до соседней скважины
6791
6792
6793
6794
6795
6796
6813
6814
6815
6816
6817
916,1
921,2
920,2
911,4
905,5
900,6
916,1
904,8
916,6
916,3
916,7
+5,1
-1,0
-8,8
-5,9
-4,9
+15,5
-11,3
+11,8
-0,3
+0,4
+5
625
625
625
625
625
625
625
625
625
625
625
6903
6904
6905
6906
6907
6908
6908д
6909
6910
6911
6912
6913
6914
6915
894,1
895,1
897,7
895,7
906,6
907
915,8
916,0
911,8
896,7
890,1
887,6
894,5
891
+1
+4,5
-2,9
+10,9
+0,4
+8,8
+0,2
-4,2
-15,1
-6,6
-2,5
+6,9
+8,7
-5,3
425
425
425
425
425
425
425
425
425
425
425
425
425
425
Далее
рассматриваем последствия случайных изменений глубины залегания кровли и подошвы
нефтяного пласта. Расчет выполням на примере пласта со следующей
характеристикой: его общая толщина
hоб = 40 м., эффективная толщина hэф = 12 м, число нефтяных слоев nсл = 8, эффективная толщина одного
слоя h = 12/8 = 1,5 м, неэффективная толщина
одного разделяющего непроницаемого прослоя hр = (40-12)/(8-1) = 4 м. Непроницаемый пласт-раздел,
отделяющий нефтяной пласт от нижележащего водяного пласта, имеет толщину hр = 10 м.
Случайные
изменения глубины кровли и подошвы рассматриваемого нефтяного пласта на дальнем
конце горизонтальной части ГС могут быть положительными и отрицательными.
Среднее значение изменения глубины принимаем равным Dhср = 6 м. По отдельности совокупность положительных
значений изменения глубины и совокупность отрицательных представляется
показательным распределением с V2 = 1.00.
При положительных значениях изменения глубины кровли и подошвы пластов, слоев и
прослоев произойдет следующее:
1)
часть проектной горизонтальной длины L ГС выйдет за пределы нефтяного пласта и
горизонтальная длина в пределах нефтяного пласта уменьщится
Lн = L* hоб/(hоб + Dh), Lн < L, (L - Lн) = L* Dh/(hоб + Dh);
2)
часть проектной горизонтальной длины L выйдет за пределы не только
нефтяного пласта, но и непроницаемого пласта-раздела и попадет в нижележащий
водяной пласт
Lв = L* (hоб + hр)/(hоб + Dh), Lв < L, (L – Lв) = L*(Dh - hр)/(hоб + Dh).
При
этом горизонтальная добывающая скважина с самого начала эксплуатации вместе с
нефтью будет добывать воду, а при повышенной и высокой вязкости нефти
обводненность отбираемой жидкости может быть выше предельной экономически
допустимой.
При
отрицательных значениях изменения глубины кровли и подошвы пластов, слоев и
прослоев может быть выпадение из разработки одного или нескольких нефтяных
слоев с потерей их извлекаемых запасов нефти:
1) из разработки выпадает один, самый нижний
нефтяной слой, если Dh1 £ Dh £
Dh2, где Dh1 = h1 и Dh2 = h1 + hп1 + h2;
2)
из разработки выпадают два нижних нефтяных слоя, если Dh3*Dh*Dh4, где Dh3 = h1 + hп1 + h2 + hп2 + h3
3)
из разработки выпадают три нефтяных слоя, если Dh3*Dh*Dh4, где Dh4 = h1 + hп1 + h2 + hп2 + h3 + hп3 + h4,
и так далее.
С
учетом этого относительное уменьшение коэффициента нефтеотдачи пластов при
разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами составит
d = DKно/Kно = 1/2hэф[h1*P2(h1 + h2)*P3 + ( h1 + h2 + h3)*P4 +…+
(h1 + h2 + h3 +… hк + hm)*Рm],
где Kно -
коэффициент нефтеотдачи, DKно – снижение
коэффициента нефтеотдачи; h1, h2, h3 – эффективная толщина соответственнопервого, второго
и третьего нефтяного слоя; hk, hm – эффективная толщина соответственно
предпоследнего и последнего нефтяного слоя;
Фактическая
эффективная горизонтальная длина lн в долях
проектной эффективной горизонтальной длины скважины равна
lн/l = ½[1+ hоб*P1/(hоб + 1/2Dh1) + hоб*P2/(hоб + 1/2(Dh1 + Dh2)) + hоб*P3/(hоб + 1/2(Dh2 + Dh3)) +…+ hоб*Pm/(hоб + 1/2(Dhk + Dhm))];
доля
горизонтальных скважин, вскрывших нижележащий водяной пласт, определяется по
формуле
Рв
= ½*е-Dh /Dh ,
когда Dh ³
hр
Для
рассматриваемого нефтяного пласта рассчитаем долю снижения коэффициента
нефтеотдачи:
d = 1/12*2[1.5*0.4675 +
3*1.1867 + 4.5*0.0748 + 6*0.0299 +
7.5*0.0119
+ 9*0.0048] = 0.0796 = 0.08;
эффективная
фактическая горизонтальная длина в долях проектной горизонтальной длины
lн/l = ½(1 + 0.9816*0.2212 + 0.904*0.4675 + 0.804*0.1867 +
0.724*0.0748 + 0.6584*0.0299 + 0.6038*0.0119 + 0.5575*0.0048) = 0.937;
доля
горизонтальных скважин, вскрывших нижележащий водяной пласт: Рв = ½*e10/6 = 0.0944.
Следовательно,
применительно к рассмотренному нефтяному пласту из-за ошибок прогнозирования
кровли и подошвынефтяного пласта, нефтяных слоев и водяного пласта теряется 8%
извлекаемых запасов нефти; на 6,3% оказывается короче эффективная
горизонтальная длина ГС; 9.4% ГС вступают в эксплуатацию с высокой
обводненностью, при повышенной и высокой вязкости нефти их экономически
нерентабельно эксплуатировать. Потери извлекаемых запасов нефти при этом
составляют
8 + 9,4 =
17,4%.
Таким
образом, из-за невозможности безошибочного прогнозирования кровли и подошвы
пластов и слоев на дальнем конце горизонтальной длины ГС при разработке
многослойных нефтяных пластов обязательно будут дополнительные потери
извлекаемых запасов нефти и дополнительные потери скважин, которые нельзя
избежать, но обязательно надо учитывать.
Общий вывод:
При
проектировании разработки нефтяных залежей ГС обязательно следует учитывать
особенности геологического строения нефтяных пластов, в том числе ошибки прогнозирования глубины залегания
пластов и слоев, определять возможные отрицательные эффекты, соизмерять их с
ожидаемыми положительными эффектами и принимать всесторонне обоснованное
решение.
