Text
                    S.D. Joshi, Ph.D.
Joshi Technologies International, Inc.
Tulsa, OK, U.S.A.
ОСНОВЫ
ТЕХНОЛОГИИ
ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ
СКВАЖИНЫ
Перевод с английского
и научно-техническое редактирование:
Будников Владимир Федорович
Проселков Евгений Юрьевич
Проселков Юрий Михайлович
Краснодар
“Советская Кубань”
2003

КОНЦЕПЦИЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ВВЕДЕНИЕ За последние несколько лет было пробурено в мире большое количество горизонтальных скважин. Основной задачей горизонтальной скважины является увеличение повер- хности контакта с коллектором и, таким образом, повышение ее производительности. Как и нагнетательная, длинная гори- зонтальная эксплуатационная скважина обеспечивает большую контактную поверхность с пластом, что приводит к увеличе- нию приемистости скважины и к повышению коэффициента извлечения нефти. В большинстве случаев горизонтальная скважина бурится параллельно плоскрсти напластования коллектора. Строго го- воря, вертикальная скважина - скважина, которая пересекает плоскость напластования коллектора под углом 90 градусов. Другими словами, вертикальная скважина бурится перпенди- кулярно к плоскости напластования (рис. 1-1). Если коллектор расположен вертикально, тогда обычная вертикальная скважина будет буриться параллельно плоскости напластования и, в тео- ретическом смысле, это была бы горизонтальная^кважина. Как показано на рисунке 1-2, даже в коллекторах с вертикальным залеганием возможно бурить вначале вниз вертикально и пос- ле этого бурить поперечно. Целью в этом случае является пе- ресечение нескольких зон добычи. (В некоторых случаях, с точки зрения бурения, может быть проще оставаться в одной зоне, чтобы осуществлять эффективный контроль над траек- торией скважины.) В средне-континентальной области и на по- бережье Соединенных Штатов Америки плоскость напласто- вания некоторых коллекторов почти вертикальная. Другой при- мер: в Калифорнии некоторые коллекторы являются крутопа- дающими. Таким образом, при анализе эффективности гори- 7
Рис. 1-1. Схема вертикальной скважины, про- буренной перпендикулярно напластованию, и горизонтальной скважины, пробуренной парал- зонтальнои сква- жины необходимо учитывать геомет- рическую конфи- гурацию плоско- сти напластования коллектора. Типичный про- ект для горизон- тальной скважины отличается от про- екта для верти- кальной скважины потому, что произ- водительность скважины зависит от ее длины. Кро- ме того, длина скважины зависит лельно напластованию. от используемого метода бурения (см. таблицу 1-1 ). Таким образом, при выборе соответствую- щей технологии бурения, которая обеспечит желательную длину горизонтального участка скважины, необходима совместная ра- бота инженеров- разработчиков и инженеров-бурови- ков. Другой важный вопрос - схема за- канчивания скважи- ны : это может быть либо открытый ствол, либо фильтр с щелевидными от- верстиями, либо хвостовик с пакера- ми для частичной изоляции, либо спу- щенная и затем про- перфорированная обсадная колонна - Рис. 1-2. Горизонтальная скважина в коллекто- ре с вертикальным напластованием. в зависимости от конкретных потреб- 8
ностей заканчивания и местного опыта. Схема заканчивания влияет на работу горизонтальной скважины и, кроме того, оп- ределенные типы заканчивания возможны только с соответ- ствующей технологией бурения. Таким образом, длина сква- жины, физическое местоположение скважины в коллекторе, допуски при бурении, тип заканчивания, который может быть применен, значительно зависят от метода бурения. Поэтому для инженеров-разработчиков очень важно понимать различ- ные методы бурения, их преимущества и недостатки. Соответ- ственно, инженеры по бурению, инженеры по заканчиванию, инженеры по добыче и геологи должны также понимать и оце- нивать различные факторы, которые влияют на эффективность горизонтальной скважины. Длины горизонтальных скважин Таблица 1-1 Тип и способ искривления Диаметр сква- жины, дюймы Радиус искрив- ления, футы Зарегистри- рованная длина, футы Предпо- лагаемая длина, футы Ультракороткий * 1-2 100-200 Короткий “ 4 3/4 30 425 250 - 350 (Роторный) 6 35 889 350-450 Короткий “ 4 3/4 40 - - (Заб. двигатели) 3 3?4 40 - - Средний 4 1/2 300 1300 500-1000 6 300 2200 1000-2000 8 1/2 400-800 3350 1000-3000 9 7/8 300 - - Длинный 8 1/2 1000 4000 1000-3000 12 1/4 1000-2500 1000 А * несколько радиальных скважин могут буриться из одной вертикальной; ** несколько дренажных скважин на различных глубинах могут буриться из одной вертикальной скважины. Следовательно, сотрудничество и командная работа различ- ных профессионалов просто необходимы для успешного осу- ществления проекта по бурению горизонтальной скважины. Осуществление такого проекта требует экономического ана- лиза. 9
ОГРАНИЧЕНИЯ ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Как отмечено ранее, главное преимущество го- ризонтальной скважины - большая область контакта с коллек- тором. В настоящее время возможно бурение горизонтальных участков длиной до 3000-4000 фт (более 1000 м), которые обеспе- чивают значительно большую область контакта, чем вер- тикальная скважина. Главный недостаток при этом - только одна продуктивная зона может дренироваться в горизонталь- ной скважине. Однако в настоящее время горизонтальные сква- жины используются для дренирования нескольких продуктив- ных зон. Это может быть выполнено двумя методами: 1) при бурении скважины типа "лестница", где протяженные гори- зонтальные секции бурятся в более чем одной, продуктивной зоне, и 2) скважина может быть зацементирована, а затем воз- буждена путем гидроразрыва пласта. Вертикальные трещины, перпендикулярные стволу скважины, могут пересечь больше, чем одну продуктивную зону и, таким образом, дренировать несколько продуктивных зон. Важно обращать внимание на то, что в некоторых случаях, благодаря прочности каждой про- дуктивной зоны и промежуточным барьерам, метод гидрораз- рыва в горизонтальной скважине для объединения продуктив- ных зон на различных глубинах может быть невозможен. Другой недостаток горизонтальных скважин - их стоимость. Типичная горизонтальная скважина дороже приблизительно в 1,4-3 раза, чем вертикальная скважина, в зависимости от вы- бранных метода бурения и схемы заканчивания. Стоимость бу- рения горизонтальных скважин по сравнению с вертикальны- ми скважинами значительно сократилась в течение последних 10 лет. Некоторые примеры горизонтальных скважин из таб- лиц 1-2 и 1-3 показывают, что в конце семидесятых и начале восьмидесятых годов стоимость горизонтальной скважины пре- вышала стоимость вертикальной скважины в 6 - 8 раз. К сере- дине и концу восьмидесятых годов средняя стоимость бурения горизонтальной скважины была уже в 2-3 раза больше верти- кальной скважины. Дополнительный фактор, влияющий на стоимость - опыт бурения в данном районе. Очевидно, первая горизонтальная скважина стоит значи- тельно дороже, чем вторая. По мере того как увеличивается количество пробуренных горизонтальных скважин в определенном районе, стоимость 10
бурения этих скважин по сравнению с вертикальными сква- жинами снижается. Полевой опыт и опубликованные резуль- таты стоимости горизонтальных скважин в Cold Lake, Канада; Prudhoe Вау, Штат Аляска; морском бурении в Индонезии; Морском бурении в Нидерландах; Austin chalk в Соединенных Штатах и Bakken formation в Северной Дакоте, США показы- вают существенное снижение стоимости бурения по мере при- обретения опыта. В этих проектах типичная стоимость первой горизонтальной скважины была в 2-4 раза выше стоимости вертикальной скважины, но после бурения нескольких сква- жин средняя стоимость горизонтальной скважины превышала стоимость вертикальной скважины только в 1,4 раза. В некото- рых случаях при наличии обширного опыта бурения стоимость горизонтальной скважины может быть равна или даже ниже стоимости вертикальной скважины. Это доказывает, что для достижения экономического успеха предпочтительнее являет- ся выбор проекта по бурению нескольких, а не отдельной, го- ризонтальных скважин. Затраты на бурение и заканчивание 16 горизонтальных скважин в Prudhoe Вау, Штат Аляска, изображены на рисун- ках 1-За и 1-ЗЬ. Рисунку показывают, что первоначально затра- ты на бурение уменьшались в течение какого-то времени и оставались постоянными в течение последних двух лет. Одна- ко затраты на заканчивание скважин остались постоянными в течение четырехлетнего периода. Как показано на графиках Рис. 1-За. Изменение по годам средней стоимости бурения вертикальных и горизонтальных скважин (Аляска). 11
1-4а и 1 -4b, подобные финансовые тенденции также замечены в Канаде и в штате Техас, соответственно. Рис. 1-ЗЬ. Средние затраты на сооружение одной горизонтальной скважины на месторождение Prudhoe Вау (Аляска). 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 CL 78 J-29X CL HWPII I-50X К-50Х F-50X название скважин (время) Рис. 1-4а. Изменение соотношения стоимости 1 м проходки горизонтального и вертикального стволов скважин. Как отмечено выше, горизонтальная скважина стоит в 1,4 - 3 раза больше, чем вертикальная скважина. Следовательно, для достижения экономического эффекта извлекаемые запасы из горизонтальной скважины не только должны быть пропорцио- 12
нально больше, но они также должны обеспечиваться в бо- лее короткие сроки, чем из вертикальной скважины. Если предполагается, что для горизонтальной и вертикальной сква- жин процент извле- чения нефти в конк- ретном месте тот же самый (т.е. баррели, извлеченные с акра- фута, одинаковые), то для достижения больших извлекае- мых запасов нужно бурить горизонталь- ные скважины с большим межсква- жинным расстояни- ем, чем вертикаль- ные скважины. Рис. 1-4Ь. Изменение стоимости бурения 1 фута горизонтального ствола по мере увеличения ко- личества пробуренных скважии (Техас). ПРИМЕНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Горизонтальные скважины эффективно исполь- зовались в следующих случаях (список некоторых из ранних проектов дается в таблицах 1-2 и 1-3): 1. В трещиноватых коллекторах горизонтальные скважины использовались для того, чтобы пересечь трещины с целью эффективного дренирования коллектора (примеры: Bakken formation, Северная Дакота, США; Austin Chalk, Штат Техас, США и Devonian Shale, Западная Вирджиния, США). 2. В коллекторах с опасностью водных и газовых проры- вов горизонтальные скважины использовались, чтобы ми- нимизировать проблемы обводнения и повышать нефтедо- бычу (например: месторождение Rospo Маге, морское бу- рение, Италия; месторождение Helder, морское бурение, Ни- дерланды; месторождение Bima, Индонезия; Prudhoe Вау, 13
Штат Аляска, США и Empire Abo Unit, Новая Мексика, США). 3. При добыче газа горизонтальные скважины могут ис- пользоваться как в коллекторах с низкой проницаемостью, так и в коллекторах с высокой проницаемостью. В низкопроница- емых коллекторах горизонтальные скважины могут улучшить дренажную зону и сократить число скважин, которые требу- ются для дренирования коллектора. В коллекторах с высоко- проницаемым коллектором, где скорости газа в прискважин- ной зоне высоки в вертикальных скважинах, горизонтальные скважины могут использоваться для того, чтобы снизить ско- рости газа в прискважинной зоне. Таким образом, горизон- тальные скважины могут использоваться для уменьшения тур- булентности в прискважинной зоне и увеличения производи- тельности скважины в коллекторах с высокой проницаемос- тью. Недавнее применение технологии горизонтального буре- ния на газовом месторождении Zuidwal в Нидерландах под- тверждает эффективность горизонтальных скважин в сниже- нии турбулентности в прискважинной зоне. Детальное обсуж- дение этого вопроса включено в главу 9. 4. Горизонтальные скважины использовались для увеличе- ния нефтеотдачи пласта, особенно с применением термичес- ких методов воздействия на пласт (см. таблицу 1-3). Длинная горизонтальная скважина обеспечивает большую область кон- такта с коллектором и поэтому повышает приемистость нагне- тательной скважины. Это особенно выгодно в тех случаях уве- личения нефтеотдачи, когда приемистость является пробле- мой. Горизонтальные скважины также использовались как эк- сплуатационные. Надлежащая ориентация горизонтальных скважин, особенно в трещиноватых коллекторах, может также повысить эффек- тивность вытеснения при интенсификации нефтеотдачи плас- та. С недавних пор горизонтальные скважины используются в обводненных районах для закачки полимеров и других агентов для повышения эффективности вытеснения нефти. Другие случаи применения горизонтальных скважин свя- заны, главным образом, с преодолением финансовых проблем, обусловленных бурением. На морских месторождениях, на отдаленных месторождениях в чувствительных к загрязнени- ям областях, где стоимость проекта может быть снижена толь- ко путем сокращения до минимума числа скважин, которые требуются для дренирования данного коллектора, горизонталь- ные скважины очень предпочтительны. В этих случаях гори- зонтальные скважины обеспечивают уникальные преимуще- 14
ртва. Например, при бурении морских скважин затраты на Содержание платформы пропорциональны количеству скважин, которые можно пробурить с этой платформы. Протяженные ^горизонтальные скважины могут использоваться не только для того, чтобы сократить число скважин, требуемых для дрениро- вания данного объема коллектора, но они могут также увели- чить объем коллектора, который может быть дренирован с 0дной платформы, и значительно сократить проектные затра- ты. Аналогично в чувствительных к загрязнению областях и на Месторождениях, находящихся под городами, горизонтальные !скважины могут использоваться для дренирования большого ^объема коллектора с минимальным поверхностным ущербом с ^позиций экологии. ; T а б л и ц а 1-2. Пробуренные горизонтальные скважины Год Компания * Месторождение Кол-во скважин 1937 - ЯРЕГА, СССР МНОГО 1939-1941 LEO RANNEY, et al. McCONNESVILLE, OHIO 6 1942 FRANKLIN HENRY FIELD, VENAGO COUNTY, PENNSYLVANIA 4 1942 - MIDWAY SUNSET, SAN JOAQUIN VALLEY, CALIFORNIA 2 1946 ROUND MOUNTAIN FIELD, KERN COUNTY, CALIFORNIA 9 1946 NEW TECH OIL, MALTA, OHIO - 117 1952 MIDWAY SUNSET, SAN JOAQUIN VALLEY, CALIFORNIA 1 1952 VENEZUELAN OIL CONCESSIONS,LTD LA PAS FIELD, WESTERN VENEZUELA . ? 1952 LONG BEACH OIL DEVELOPMENT CO LOS ANGELES BASIN AREA (WILMINGTON FIELD) 8 1957 СССР 1 1967 КИТАЙ 1 1968 МАРКОВО, ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ, СССР 1 15
1978 ESSO, CANADA COLD LAKE, ALBERTA 1(?) 1979 CONOCO TISDALE, WYOMING 6 1979 TEXACO FORT McMURRY, ALBERTA 3 1979 ESSO, CANADA NORMAL WELLS under McKenzie river, 2 ALBERTA, CANADA 1 1980-81 ELF-AQUITAINE LACQ FIELD,SOUTHWEST FRANCE 1 ELF-AQUITAINE LACQ FIELD, SOUTHWEST FRANCE 1 1981-83 ELF-AQUITAINE ROSPO MARE, OFFSHORE ITALY 1 ELF-AQUITAINE CASTERLA LOU, SOUTH FRANCE 1 1980-84 ARCO EMPIRE ABO UNIT, NEW MEXICO 2 1981-84 ARCO EMPIRE ABO UNIT, NEW MEXICO 8 1984 PREUSSAG LEHRTE FIELD, W. GERMANY 1 1985 ESSO, CANADA COLD LAKE, ALBERTA 1 1985 PETROBRAS FAZENDA BELAM FIIELD 1 1985 SOHIO McMullen co., texas 1 1985 SOHIO GLASSOCK CO., TEXAS 1 1985-87 SOHIO PRUDHOE BAY, ALASKA 4 1985-86 TRENDWELL OIL NIAGARAN REEF TREND RESERVOIR, MUSKEGAN COUNTY, MICHIGAN 1 1985-86 TEXAS EASTERN SKYLINE GRASSY TRAIL, UTAH 2 1985-86 LIAPCO JAVA SEA, RAMA 1-7 1 1985-86 ARCO AUSTIN CHALK, ROCKWELL COUNTY, TEXAS 2 1985-86 ARCO SPRABERRY TREND, TEXAS 1 1985-86 ARCO INDONESIA BIMA FIELD 9 1985-86 DOE/BDM WAYNE COUNTRY, WEST VIRGINIA 1 1985-86 СССР САЛЫМСКОЕ, ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ 1 16
МЕТОДЫ БУРЕНИЯ Перед обсуждением различных методов буре- ния важно дать определение двум терминам: горизонтальная скважина и дренажная скважина. 1. Горизонтальная скважина: горизонтальная скважина - новая скважина, которая бурится с поверхности. Длина скважины обыч- но изменяется в пределах от 1000 до 4500 футов (300—1400 м). 2. Дренажная скважина: дренажные скважины, которые также называются боковыми, обычно бурятся из существую- щей скважины. Длина такой скважины обычно изменяется от 100 до 700 футов (30 — 230 м). Т а б л и ц а 1-3. Горизонтальные паронагнетательные скважины Компания и год Местона- хождение Количе- ство, шт. Длина, фт. Yarega USSR много до 300 Petro-Canada (1978) Canada, Alberta 3 400—1000 Норсо (1982—1983) USA, California 4 430—700 ESSO-I (1978) Canada, Alberta 1 840 ESSO-II (1985) Canada, Alberta 1 3300 Texaco (1979) Canada, Alberta 3 1000 Texaco (1986) USA, California 1 — Petrobras (1985) Brazil 1 544 UTF-AOSTRA (1985—1987) Canada, Alberta 3 230 Sceptre Resources and Murphy Oil (1987—1988) Canada 1 1640 2 Заказ 61 17
Горизонтальные и дренажные скважины классифицируют’ ся на четыре категории, в зависимости от радиуса искривле- ния. Радиус искривления - это радиус дуги, по которой требу- ется отклониться от вертикального к горизонтальному направ- лению. Этим 4 категориям соответствуют следующие радиусы искривления ствола: 1. Ультракороткий: радиус искривления -1-2 фута (0,3 — 0,65 м); набор кривизны - 45°-60°/фут . При использовании этой категории дренажные скважины бурятся длиной 100 - 200 фу- тов (30 — 65 м) гидромониторным способом (рис. 1-5). Диаметр агрегат для ремонта кабель нефтяной коллектор расширенная зона под башмаком колонны колонна труб высокого давления гидравлический монтажный цилиндр 1 1/4-дюймовая НКТ радиальный ствол в коллекторе обсадная колонна сальник высокого давления бурильный башмак Рнс. 1-5. Схема компоновки оборудования для бурения водяной струей. 18
дренажных насосно-компрессорных труб (НКТ) изменяется в диапазоне от 1 1/4 до 2 1/2 дюймов, в зависимости от исполь- зуемой буровой установки. После бурения НКТ перфорируют или устанавливается трубный гравийный фильтр. Затем НКТ изолируют и следующая дренажная скважина бурится в той же самой горизонтальной плоскости. Таким образом можно бурить несколько дренажных скважин, подобно велосипедной звездочке, в той же самой горизонтальной плоскости. 2. Короткий: радиус искривления - 20 - 40 футов (6,5 — 12,5 м); набор кривизны - 2°-5°/фут. При использовании этого метода дренажные скважины бурятся либо из обсаженной, либо из необсаженной вертикальной скважины. В обсаженных сква- жинах для бурения бокового ствола в месте предполагаемого отклонения фрезеруется окно приблизительно 20 футов (6 — 7 м) длиной. Первоначально для бурения этой категории сква- жин использовали поверхностное вращение с помощью ротор- ного стола. В дополнение к поверхностному вращению, для облегчения процесса бурения, используются гибкие соедине- ния УБТ (см. рис. 1-6). Для набора кривизны используется один тип КНБК (компоновка низа бурильной колонны), при этом угол наращивают приблизительно до 85°; стабилизирующий тип КНБК используется для контроля набранного искривления и бурения оставшейся части ствола. Как отмечено в таблице 1 -1, возможно бурение горизонтальных участков диаметром от 4 3/4 до 6 дюймов на длину приблизительно от 250 до 450 футов. Максимальная длина горизонтального участка при использо- вании данного метода - 889 футов (300 м). Одно из ограниче- ний этого метода - недостаточный контроль искривления сква- жины. Современные способы бурения, использующие забойные Двигатели, обеспечивают хороший контроль искривления сква- жины. Кроме того, в этих системах используются специально спроектированные короткие забойные двигатели. Для набора кривизны используется один тип забойного двигателя, при этом бурится искривленный участок ствола радиусом 40 футов, за- тем используется другой тип забойного двигателя для контро- ля набранной кривизны и бурения горизонтальной секции. С ^пользованием этой новой системы стало возможным буре- ние горизонтального ствола диаметром 4 3/4 дюйма из верти- кальной скважины с минимальным диаметром 6 1/8 дюйма. Горизонтальную секцию диаметром 3 3/4 дюйма можно бу- №ь через вертикальную скважину с минимальным диамет- рам 4 7/8 дюйма. Как описано позже, эти скважины могут 19
цемент фрезе- рован- ное окно 10 входное направление обсадная колонна уипсток пакер центрирующее приспособление узел уипстока ---- 7” колонна шарнирные-бурильные трубы (вращаются) газо-нефтяной контакт искривленная буриль- ная сборка (не вращается) открытый дренажный ствол _ - основной ствол стабили- затор -—. опор- ная компо- новка Рис. 1*6. Схема компоновки устройства для искривления скважин по корот- кому радиусу, использующей гибкие соединения бурильных труб. быть закончены как открытым стволом, так и щелевидным хвостовиком. Дополнительно с использованием этой новой тех- нологии стало возможным бурение горизонтальных скважин с длиной до 1000 футов (300 м). 3. Средний: радиус искривления - 300-800 футов (100 — 250 м); набор кривизны - 6°-20°/100 футов. Этот метод стано- вится преобладающим при бурении горизонтальных скважин. Благодаря высоким значениям радиуса искривления становит- 20
ся возможным использование большинства обычных инстру- ментов, применяемых при бурении скважин. Для бурения горизонтальных скважин используются спе- циально разработанные забойные двигатели. Для набора кри- визны используется один тип забойного двигателя, затем ис- пользуется другой тип забойного двигателя для контроля на- бранной кривизны и бурения горизонтальной секции. При этом йдзможно бурение очень длинных, 2000-4000 футов (более 1000 м), скважин. Такие скважины можно заканчивать как от- крытым стволом, щелевидным хвостовиком, хвостовиком с на- ружными пакерами, так и цементировать спущенную обсад- ную колонну, а затем ее перфорировать. Кроме того, в этих скважинах возможен отбор керна, а применение гидроразры- ва эффективно стимулирует их. i 4. Длинный: радиус искривления - 1000-3000 футов (300 — 1000 м); набор кривизны - 2°- 6°/100 футов. Для этой категории скважин используют комбинацию роторного бурения и буре- ние забойным двигателем. Аналогично обычному направлен- ному бурению для отклонения и набора кривизны использу- ются изогнутые (кривые) переводники. Горизонтальная секция бурится с использованием забой- ных двигателей. Длина таких скважин может быть большой. В этих скважинах возможен отбор керна. Кроме того, как отме- чено в таблице 1-4, в них применимы различные варианты за- канчивания. Таблица 1-4 Категория Метод заканчивания Каро- таж Ультракороткий радиус Короткий радиус Средний радиус Длинный радиус Перфорированные HKT или гравийный фильтр Открытый ствол или щелевидный хвостовик Открытый ствол, щелевидный или зацементированный и проперфорирован- ный хвостовик Щелевидный хвостовик или селективное заканчивание с перфорированием НЕТ НЕТ ДА ДА Вышеупомянутые четыре метода также изображены на рисунке 1-7. В таблице 1-1 приведены длины горизонтальных ^астков в зависимости от метода бурения. 21
ДЛИНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ОСНОВАННЫЕ НА РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДАХ БУРЕНИЯ И ОГРАНИЧЕНИЯХ ОБЛАСТИ ДРЕНИРОВАНИЯ Рисунок 1-7 и таблица 1-1 демонстрируют, что горизонтальная скважина может буриться с радиусом искрив- ления всего 1-2 фута и длиной до 1000-3000 футов. С точки зрения разработки коллектора важно выбрать оптимальный ра- диус искривления, т.к. размеры арендного участка и конкрет- ная площадь ограничивают возможности использования неко- торых методов бурения. Например, на арендном участке пло- щадью 40 акров очень трудно бурить скважину с радиусом искривления 2000 футов. Рис. 1-7. Схема возможностей разных компоновок: а) ультракороткий радиус R= 1—2 фт., L= 100—200 фт.; Ь) короткий радиус R=20—40 фт., L=100—800 фт.; с) средний радиус R=300—800 фт., L= 1000—4000 фт.; d) длинный радиус R= 1000 и более фт., L = 4000 фт. ПРИМЕР 1-1 Какая может быть максимальная длина скважины, распо- ложенной в центре арендного участка площадью 40 акров, про- буренной с использованием различных методов бурения? Решение Предположим, что арендный участок имеет форму квадрата. Тогда арендная площадь равна 40 акров X 43,560 фт.2/акр = 22
на арендном участке площадью 40 акров. 1 Рис. 1-8. Горизонтальная скважина на 40-акровом участке. 3=1742,400 фт.2 и каждая сторона квадрата равна 1320 футов. Согласно законам большинства штатов США, пересекать гра- ницу арендного участка запрещено. Кроме того, в некоторых штатах бурение скважины должно быть прекращено на опре- деленном расстоянии от границы арендного участка (обычно 150 футов), которое определяется регулирующим органом штата. Как показано на рисунке 1-8, максимальная длина скважины, которую можно пробурить вдоль оси X или Y, равна: 1320 - (150 X 2) = 1020 футов. Диагональная длина квадрата равна 1867 футов. Следова- тельно, максимальная возможная длина скважины *вдоль диа- гонали - 1442 фута. Рассчитаем длину (см. рис. 1-8 ) горизонтальной скважины 1. Ультрако- роткий радиус, радиус искрив- ления = 1-2 фута. Максималь- ная длина сква- жины - макси- мальная возмож- ная длина при использовании данного метода бурения: 200 футов. 2. Короткий радиус, радиус искривления = 20 - 40 футов. Как отмече- но в таблице 1-1, максималь- ная возможная длина скважины при использова- нии этого метода - 450 футов. (Обратите внимание, что более длинные скважины были пробурены с использованием этого метода). 3. Средний радиус, радиус искривления = 300 футов. Если расположить буровую установку на одной из границ арендного участка, тогда будет возможно пробурить скважину 23
длиной 720 футов вдоль центрально расположенных осей X или Y. Концы скважины при этом будут находиться на рассто- янии 300 фт. от границ арендного участка, которые располо- жены перпендикулярно к стволу скважины. 4. Длинный радиус, радиус искривления = 1000 фт. В этом случае достаточно трудно пробурить скважину вдоль осей X или Y. Однако можно пробурить скважину длиной 665 футов по диагональному профилю дренирования. При этом устье скважины будет находиться на расстоянии 1000 фт. от диагональной границы, в то время как заканчиваться скважи- на будет на расстоянии 212 фт. от диагональной границы. Та- ким образом, такая скважина будет расположена неравномер- но относительно границ арендного участка. Рис. 1-9. Горизонтальная скважина среднего радиуса на 60-акровом участке. ПРИМЕР 1-2 Какая может быть максимальная длина горизонтальной сква- жины на арендных участках 60 и 80 акров, пробуренной с использованием различных методов бурения? Решение Максимальная длина горизонтальной скважины, которую можно пробурить на указанных участках, определяется дли- ной сторон и диагонали арендного участка. Для расчетов допу- стим, что участки имеют квадратную форму. Полученные ре- 24
1617 ft Йюс. 1-10. Горизонтальная скважина длинного радиуса на 60-акровом участке. Зультаты изображены на рис. 1-9 и 1-10 и сведены в следую- щую таблицу: тт лДлощадь участка 60 акров 80 акров < Максимальная длина стороны (X или Y) Максимальная ,длина диагонали li Метод бурения V Ультракороткий Короткий Средний ^Длинный Радиус искривле- ния, футы 1-2 20-40 300-800 1000-2500 1617 футов 2286 футов Максимальная длина сква- жины, футы 200 450 1017* 1074** 1867 футов 2640 футов Максимальная длина сква- жины, футы 200 450 1267* 1428** Центрально расположенная скважина вдоль оси Х-Х или Y-Y. у Ствол скважины расположен вдоль диагонали участка, но при этом (Й^ажина расположена неравномерно относительно концов диагонали. 25
МЕТОДЫ ЗАКАНЧИВАНИЯ Как отмечено ранее, возможно заканчивать го- ризонтальные скважины открытым стволом, с использованием щелевидных хвостовиков, с использованием хвостовиков с на- ружными пакерами, а также с помощью цементирования и даль- нейшего перфорирования хвостовика. Выбор метода заканчи- вания может оказать существенное влияние на работу сква- жины. Различные методы заканчивания, их преимущества и недостатки описаны ниже. ОПИСАНИЕ МЕТОДОВ ЗАКАНЧИВАНИЯ На рис. 1-11 представлена схематическая диа- грамма различных методов заканчивания для горизонтальных скважин. Ниже приводится их описание. 1. Открытый ствол. Заканчивание с открытым стволом яв- ляется недорогим методом, но устойчивость пород ограничи- вает его применение. Кроме того, трудно стимулировать сква- жины с открытым стволом, а также управлять процессом до- бычи или нагнетания вдоль ствола скважины. Некоторое вре- мя назад горизонтальные скважины заканчивались открытым стволом, но в настоящее время этот метод используется реже. 2. Заканчивание с использованием щелевидного хвостови- ка. Основная цель использования этого метода - предотвраще- ние разрушения ствола горизонтальной скважины. Кроме того, хвостовик обеспечивает возможность спуска различных инст- рументов, типа гибких НКТ, в горизонтальную скважину. Воз- можно использование трех типов хвостовиков: а) перфорированные хвостовики, в которых сверлят отвер- стия; Ь) щелевидные хвостовики, в которых фрезеруются щели различной ширины и длины; с) хвостовики, состоящие из двух перфорированных труб, промежуток между которыми заполнен гравием. Щелевидные хвостовики ограничивают доступ песка посред- ством выбора соответствующих размеров отверстий и шири- ны щелей. Однако этот тип хвостовиков восприимчив к заку- пориванию. В неуплотненных породах для ограничения поступ- ления песка использовались щелевидные хвостовики, оберну- тые металлической сеткой. В современной литературе отмеча- ется успешное использование гравийных фильтров для пред- отвращения поступления песка в горизонтальные скважины. 26
Основной недостаток щелевидных хвостовиков состоит в дом, что эффективная интенсификация скважины может быть затруднена вследствие открытого кольцевого пространства между хвостовиком и скважиной. Аналогично селективная до- быча и нагнетание также затруднены. - 3. Хвостовик с частичной изоляцией. В настоящее время для разделения длинного горизонтального ствола на несколько ко- ротких секций на щелевидных хвостовиках устанавливаются наружные пакеры (ECPS) (рис. 1-11 ). Этот метод обеспечивает локальную изоляцию зон, что делает возможным процесс ин- тенсификации или контроля добычи вдоль ствола скважины. (1) открытый СТВОЛ свободный щелевой фильтр (равномерный) колонные пакеры (4) зацементированный и перфорированный лайнер Рис. 1-11. Схема различных фильтров для горизонтальных скважин. 27
Обычно горизонтальные скважины не бывают горизонталь- ными; они имеют большое количество изгибов и искривлений. В ствол скважины с наличием изгибов спуск хвостовика с несколькими наружными пакерами может быть затруднен. 4. Зацементированные и проперфорированные хвостовики. Цементировать и перфорировать хвостовики можно в скважи- нах со средним и длинным радиусом искривления. Как отмечено ранее, в настоящее время с экономической точки зрения сква- жины с коротким радиусом искривления не цементируются. Цементный раствор, используемый при заканчивании горизон- тальных скважин, должен иметь значительно меньшее содержа- ние свободной воды, чем цементный раствор, используемый для цементирования вертикальных скважин. Это обусловлено тем, что в горизонтальной скважине, вследствие сил гравитации, сво- бодная вода отделяется в верхней части скважины, а более тяже- лый цемент оседает на дно. Это приводит к некачественному це- ментированию. Чтобы избежать этого, необходимо проводить тест на содержание свободной воды в цементом растворе по крайней мере под углом в 45° в дополнение или вместо стандартного теста на содержание свободной воды в цементном растворе, который проводится в вертикальном положении. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВЫБОР СПОСОБА ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ При выборе соответствующей схемы заканчи- вания скважины должны рассматриваться несколько важных пунктов, суть которых обсуждается ниже. 1. Порода и характеристики пласта. Если предполагается заканчивать скважину открытым стволом, то важно учиты- вать состояние и характеристики пласта, т.к. от этого будет зависеть устойчивость ствола. Некоторые ранние горизонталь- ные скважины, пробуренные в твердых породах известняка, были закончены открытым стволом. Представленный в лите- ратуре полевой опыт отмечает, что когда горизонтальные сква- жины бурятся вдоль направления слабых горизонтальных на- пряжений, они имеют превосходную стабильность ствола. 2. Метод бурения. Как отмечено ранее, скважины с корот- ким радиусом искривления можно заканчивать либо откры- тым стволом, либо спуском щелевидного хвостовика. Скважи- ны со средним и длинным радиусом искривления можно за- канчивать как открытым стволом, щелевидным хвостовиком, так и цементировать, а затем перфорировать их. 28
r s 3. Буровой раствор / очистка скважины раствором. Повреж- дение и загрязнение пластов в процессе бурения горизонталь- ных скважин - серьезная проблема при бурении большинства ^скважин, особенно скважин в низкопроницаемых коллекторах, бурение горизонтальной скважины длится значительно дольше, бурение вертикальной скважины, и, следовательно, продук- давные пласты контактируют с буровым раствором значительно дельше в горизонтальных скважинах, чем в вертикальных. Таким образом, возможность вторжения бурового раствора и связанно- с этим повреждения коллектора в горизонтальной скважине значительно выше, чем в вертикальной. Поэтому для хорошей очистки скважины должны применяться эффективные методы, ;хотя этого трудно достичь в горизонтальной скважине, закончен- ной открытым стволом или щелевидным хвостовиком. Если сква- жина имеет большой радиус искривления, тогда инструменты для чистки скважины могут достигнуть забоя. Для скважин с неболь- щщм радиусом искривления эти инструменты могут использо- ваться только в вертикальной части скважины. (ч Чтобы минимизировать загрязнение коллектора при буре- ции горизонтального ствола, можно бурить эту секцию на рав- новесии. Также возможно использование специального бурово- го раствора, например, полимерного бурового раствора с мини- мальным содержанием или не имеющим совсем твердых час- уиц. Однако при применении этих типов растворов могут воз- никнуть проблемы, связанные с обвалом и осыпанием сланцев. Кроме того, некоторые системы растворов могут иметь ограни- ченную возможность выноса шлама. Это может приводить к з^Нкоплению шлама в горизонтальной секции скважины. г Другая возможность для минимизации повреждения кол- лектора - цементирование и перфорирование горизонтальной йкважины, метод, применяемый для вертикальных скважин. Перфорация может минимизировать последствия поврежде- ний коллектора, полученных при бурении. После этого можно Проводить полный или частичный гидроразрыв пласта гори- ' зрительной секции для восстановления утраченной вследствие бурения и цементирования производительности. Цель стиму- лирования здесь состоит в том, чтобы достигнуть производи- тельности по крайней мере такой же, как для неповрежденной с открытым стволом горизонтальной скважины. Важно отметить, что большое количество горизонтальных СКважин, особенно морских в Европе и Азии, были успешно р Закончены с использованием щелевидных хвостовиков. При 'ISfTOM дебит этих скважин составляет от нескольких сотен до 1*ысяч баррелей в день. При высоких дебитах скважина лучше Самоочищается, чем при низких. 29
4. Требования интенсификации. Зацементированная гори- зонтальная скважина является предпочтительней, если в сква- жине предполагается проведение гидроразрыва пласта. Сква- жина может быть изолирована на несколько зон по длине с помощью мостов, и в каждой зоне может быть проведен гид- роразрыв, независимо от остальных зон. Недавно несколько скважин были закончены с использованием указанной техно- логии. С механической точки зрения, предпочтительнее про- водить гидроразрыв различных зон по длине скважины посте- пенно. Благоразумно использовать критерии проектирования разработки коллектора для выбора числа гидроразрывов, тре- буемых по длине скважины для максимизации добычи и мини- мизации затрат на гидроразрывы. Недавйо было издано несколько статей, в которых обсуж- дается вопрос ориентации полученных вследствие гидрораз- рыва трещин по отношению к направлению бурения горизон- тальной скважины. В принципе, для первичной добычи жела- тельно иметь трещины, перпендикулярные к направлению про- буренного ствола скважины для увеличения области дрениро- вания. Тем не менее, такая конфигурация нежелательна для вторичных методов добычи. На освоенных структурах трещи- ны, расположенные перпендикулярно направлению пробурен- ного ствола скважины, могут приводить к перетоку закачивае- мого флюида, что может способствовать раннему обводнению и плохому вытеснению нефти. Таким образом, если рассмат- ривается вариант использования вторичных методов добычи, нужно избегать наличия длинных трещин, перпендикулярных направлению пробуренного ствола скважины. Фактически для вторичных методов добычи желательно иметь индуцированные трещины, параллельные направлению пробуренного ствола горизонтальной скважины. Трудно производить гидроразрыв в скважинах, закончен- ных открытым стволом или щелевидным хвостовиком. Это обус- ловлено большими утечками вдоль ствола скважины. Анало- гично равномерная кислотная обработка вдоль ствола скважи- ны, законченной открытым стволом или щелевидным хвосто- виком, значительно затруднена. Трудность равномерной кис- лотной обработки вдоль ствола скважины, законченной откры- тым стволом или щелевидным хвостовиком, может быть пре- одолена использованием гибких НКТ. При этом для получения равномерной обработки в период закачивания кислоты гибкие НКТ желательно равномерно двигать вверх и вниз. Альтерна- тивой может быть использование многофазной кислотной об- работки, когда каждая фаза отделена химической перегород- зо
ЛОЙ (реагент, составляющий химическую перегородку, разру- ншется со временем). 5. Требования процесса добычи. В некоторых скважинах, осо- бенно пробуренных в трещиноватых коллекторах с подошвен- ным водонапорным коллектором, обводнение может происхо- дить на определенных участках длинного горизонтального ство- ла скважины. Аналогично при использовании методов интенси- фикации притока закачиваемая жидкость (вода, например) мо- проникать в ствол скважины на определенных его участ- ках. В таких случаях может потребоваться изоляция этих зон. Эффективным способом изоляции таких зон может быть надавливание цементного раствора в эти зоны. Поэтому при проектировании заканчивания скважины следует учитывать возможность проведения таких работ. В коллекторах с газовой шапкой важно добиться эффектив- ной изоляции скважины от газовой шапки. Для этого возможно как использование пакеров, так и зацементированных хвосто- виков. Литература свидетельствует, что некоторые горизонталь- ные скважины не достигли ожидаемого результата вследствие Преждевременного прорыва газа в часть ствола скважины, рас- положенную в непосредственной близости с газовой шапкой. Горизонтальные скважины редко бывают действительно го- ризонтальными, чаще они самопроизвольно искривляются в разных направлениях. В скважинах с низким дебитом профиль Скважины может оказывать значительное влияние на продук- *]^иность скважины, особенно когда приток многофазный. На- црцмер, вода может скапливаться в нижней части ствола сква- ^угны, при этом ее вытеснение является достаточно сложным процессом. Также существует возможность газовой блокиров- ок в искривленной части ствола скважины. В таких случаях возможно применение скважинного газосепаратора. Тем не менее, лучший способ преодоления таких проблем - проекти- рование профиля скважины с незначительным уклоном вверх ИЛи вниз, в зависимости от свойств коллектора. Это будет спо- собствовать сегрегации флюида в стволе скважины и снижать рйск образования газовых пробок в нефтяных скважинах, а ТсПике жидкостных пробок в газовых и газоконденсатных сква- жинах. 6. Требования ремонта скважин. При выборе способа за- ганчивания скважины необходимо учитывать требования ре- ЙОнта скважины, хотя это и непростая задача. Например, рас- ййотрим заканчивание горизонтальной скважины со средним Радиусом искривления в прочном, но трещиноватом коллекто- ру состоящем из известняка и имеющем подошвенный водо- упорный горизонт. Можно рассмотреть возможность проры- 31
ва воды на некоторых участках ствола скважины в процессе эксплуатации скважины. Возможны следующие схемы закан- чивания скважины: а) первоначально возможно использование щелевидного хво- стовика с последующим его извлечением при прорыве воды или увеличении содержания воды выше критического уровня. После извлечения хвостовика можно спустить обсадную ко- лонну и зацементировать ее. Это решит проблему обводнения скважины. При этом следует учитывать, насколько рискован- ной может быть операция по извлечению хвостовика из гори- зонтального ствола скважины; Ь) можно спустить и зацементировать обсадную колонну с дальнейшей перфорацией. При прорыве воды с помощью ка- ротажа можно определить зоны проникновения воды и произ- вести задавку цементного раствора в эти зоны; с) можно закончить скважину открытым стволом, а при про- никновении воды решать, какой метод решения проблемы при- менить. Все приведенные схемы имеют определенную стоимость, а также соответствующий уровень риска. Выбор схемы закан- чивания должен основываться, в первую очередь, на локаль- ном опыте и учитывать допустимый уровень риска. В настоящее время при бурении скважин с ультракорот- ким радиусом искривления НКТ спускают сразу по оконча- нии бурения скважины. При этом повторный доступ в гори- зонтальную часть ствола скважины невозможен. При бурении скважин с коротким радиусом искривления возможен повтор- ный доступ в горизонтальную часть ствола скважины с исполь- зованием гибких НКТ. При использовании гибких НКТ повтор- ный доступ в горизонтальную часть ствола скважины более безопасен для скважин, законченных щелевидным хвостови- ком, чем для скважин с открытым стволом. Для скважин, име- ющих средний и длинный радиусы искривления, не существу- ет серьезных препятствий для повторного доступа в горизон- тальную часть ствола скважины. Для таких скважин можно использовать как гибкие НКТ, так и бурильные трубы для про- ведения различных операций. 7. Требования ликвидации. В Настоящее время не существу- ет специальных инструкций по ликвидации горизонтальных скважин. Тем не менее, программа заканчивания скважины должна предусматривать такую возможность, при этом сква- жина должна ликвидироваться безопасно. Таким образом, заканчивание скважины является одним из основных элементов успешной реализации проекта строитель- 32
ства горизонтальной скважины. Технология бурения скважи- цы при этом должна соответствовать выбранному способу за- канчивания. Например, если планируется цементирование эк- сплуатационной колонны, невозможно бурить скважину с ко- ротким и ультракоротким радиусом искривления. И наоборот, бурение со средним и длинным радиусом искривления позво- ляет как цементировать эксплуатационную колонну, так и пер- форировать ее. В таблице 1-4 представлены возможные вари- анты заканчивания и проведения геофизических работ для различных методов бурения. РЕЗЮМЕ Глава 1 дает краткий обзор технологии буре- ния горизонтальных скважин, включая перечень ранних про- ектов горизонтального бурения как для первичной добычи, так и для увеличения производительности скважин. В главе также обсуждается область применения горизонтальных скважин, а также показано значительное преимущество таких скважин в естественно-трещиноватых коллекторах типа Austin Chalk Штата Техас и Bakken formation в Северной Дакоте. Кроме того, отмечены преимущества горизонтальных скважин при решении проблем газо- и водопроникновения в таких проек- тах, как морское месторождение Rospo Маге, Италия; Prudhoe Вау, Штат Аляска; морские месторождения Голландии и Индо- незии и месторождение Abo Unit в Нью-Мексико. Область применения горизонтальных скважин определяет- ся свойствами коллектора и технологией бурения. Очень часто только бурение горизонтальных скважин в морском бурении, при бурении в Арктике, бурении в зонах с повышенными тре- бованиями по охране окружающей среды может улучшить эко- номические показатели проекта путем снижения количества скважин, необходимых для дренирования коллектора. Сниже- ние количества скважин приводит к серьезной экономии средств. Эта глава также содержит краткое обсуждение различных методов бурения и предполагаемую длину горизонтальной сква- жины, которую можно пробурить с использованием конкретно- го метода бурения. Кроме того, в главе описаны различные ме- тоды заканчивания, аспекты бурения и добычи, которые необ- ходимо учитывать при выборе схемы заканчивания скважины. 3 Заказ 61 33
КОНЦЕПЦИЯ РАЗРАБОТКИ КОЛЛЕКТОРА * ВВЕДЕНИЕ Рисунок 2-1 показывает область дренирования для вертикальной и горизонтальной скважин. Вертикальная скважина дренирует цилиндрический объем, в то время как горизонтальная скважина дренирует объем, представляющий трехмерный эллипс. Вообще, предполагается, что горизонталь- а нефть h b \ \ i f i 4-L Рис. 2-1. Схема дренажных областей вертикальной (а) и горизонтальной (Ъ) скважины. 34
Рис. 2-2. Схема вертикальной скважины с гидроразрывом. ная скважина дренирует больший объем коллектора, чем вер- тикальная скважина. На рисунке 2-2 показана вертикальная скважина с гидро- разрывом. Скважина бурится в коллекторе высотой h. В сква- жине производится разрыв пласта, и полу- чаемая трещина явля- ется полностью прони- кающей, или можно сказать, что она по- крывает всю высоту коллектора. Половина длины трещины равна xf. Кроме того, трещи- на имеет бесконечную проводимость, что оз- начает, что снижение давления внутри раз- рыва незначительное. Другими словами, дав- ление в вертикальном стволе скважины и в любой точке в преде- лах разрыва - то же са- мое. Это представляет идеальный или жела- тельный разрыв для вертикальной скважи- ны. Если высоту этого разрыва уменьшить, можно было бы полу- чить горизонтальную скважину (см. рис. 2-3). Горизонтальная скважина, таким об- разом, представляет собой вариант бесконечно-проводимой трещины, высота которой равна диаметру ствола горизон- тальной скважины. Становится очевидно, что диаметр ство- ла горизонтальной скважины имел бы влияние на эффек- тивность скважины. Например, вместо того, чтобы бурить ствол скважины диаметром 4 1/2 дюйма, бурится ствол ди- аметром 9 7/8 дюйма, т.е. диаметр ствола скважины более чем удваивается. Это увеличивает поверхность ствола сква- жины, открытую для притока. Как отмечено в главе 1, дренажная скважина обычно бу- рится из вертикального ствола (см. рис. 2-4). Это также назы- //////////А \/////////////////^//Ш/ I I I I I I 144-4 Л М I I I W-' 1--------L-------Ч /7777777777777777777777777777777777777. Рис. 2-3. Схема горизонтальной скважины. 35
вается повторным вхо- дом. Радиус искривле- ния здесь - приблизи- тельно от 20 до 40 фу- тов (6,5—13 м). При этом длина скважины изменяется от 100 до нескольких сотен фу- тов. Таким образом, дренажная скважина также представляет случай бесконечно проводимого t разрыва. И горизонтальные YZZ/Z/ZZ4 7/Z//Z4 I I I HI il I I I I I I НИР Н-Н 11. 11 нч ц 4-Н-Н-И ^777777777777777 одиночный *7777777777777777 двойной Рис. 2-4. Схема одиночного и двойного дренажного канала. скважины так же, как дренажные, представляют собой случай полностью проникающей бесконечно проводимой вертикаль- ной трещины. Изложенное выше суждение отно- сится к одиночной горизонтальной или дренажной скважине. Однако при ис- пользовании специальных методов буре- ния возможно бурение нескольких дре- нажных скважин из одного вертикаль- ного ствола. При этом возможно буре- ние нескольких дренажных скважин в одной горизонтальной плоскости на фик- ф ¥ сированной глубине (см. рис. 2-5). Не- которые методы бурения облегчают бу- рение дренажных скважин в различных уровнях из одной верти- калькой скважины (см. рис. 2-6). Каждая из этих мультискважин ин- дивидуально представ- ляет случай полностью проникающего разрыва. Оценка эффекта не- скольких дренажных скважин на производи- тельность будет обсуж- дена ниже. Перед обсуждением Рис. 2-5. Схема четырех дренажных каналов од- ного уровня. 77777777777777777777777777777777777777777777 li+l2=l продуктивности гори- зонтальной скважины Рис. 2-6. Схема дренажных каналов на разных уровнях. 36
рассмотрим основные концепции разработки коллектора и их прикладное применение к горизонтальным скважинам. СКИН-ФАКТОР Van Everdingen и Hurst первыми предложили понятие скин-эффекта в нефтяной промышленности. Они от- метили, что для определенной скорости потока измеряемое забойное гидродинамическое давление было меньше, чем тео- ретически рассчитанное. Это показывало, что имелось допол- нительное падение давления по сравнению с рассчитанным теоретически. Кроме того, это падение давления было незави- симым от времени. Они отнесли это падение давления к неко- торой зоне вокруг ствола скважины с измененной или умень- шенной проницаемостью. При бурении скважины необходимо иметь положительное дифференциальное давление в стволе скважины для предотвращения притока пластовых флюидов в скважину. Это приводит к проникновению некоторого объема бурового раствора в коллектор, и твердая фаза, находящаяся в буровом растворе, может закупоривать поровое пространство пласта-коллектора. Это приводит к образованию в стволе сква- жины зоны с пониженной проницаемостью. Van Everdingen и Hurst назвали это зоной проникновения фильтрата или поврежденной зоной, скин-зоной, и связанное с этой зоной снижение давления как скин-эффект. Важно обра- тить внимание, что Van Everdingen и Hurst рассматривали толь- ко "поврежденные” скважины; это означает, что фактическое снижение давления в этих скважинах больше, чем теоретичес- кое. Падение давления в скин-зоне представлено формулой: kh^\kin (2-1) 141,2^д0В0 Вообще скин-фактор в скважинах может изменяться от 4-1 до 4-10, и возможны даже более высокие значения. (Обратите внимание, что значение скин-фактора s - безразмерная вели- чина). Эта концепция "тонкой корки" очень хорошо подходит для поврежденных скважин, но она (концепция) имеет некото- рые математические и физические трудности решения, когда скин-фактор отрицателен. (В формуле 2-1 отрицательный скин- фактор представляет поток из ствола скважины в пласт.) Что- бы преодолеть эту проблему, Hawkins представил понятие "тол- стой корки". Он показал, что скин-фактор для поврежденной 37
зоны радиусом rs и проницаемостью ks в пласте с проницаемо- стью к и радиусом ствола скважины rw, может быть представ- лен в виде (см. рис. 2-7): 5 = [(fc/£s)-l]ln(rs/rw) Подобно Van Ever- dingen и Hurst, Hawkins также принимал устойчи- вое состояние потока че- рез скин-область. (Стро- го говоря, скин-концеп- ция имеет силу только для устойчивых и псев- доустойчивых режимов.) С помощью формулы Hawkins были установле- ны зависимости, описыва- ющие вертикальные сква- жины с гидроразрывом или стимуляцией, имею- щие отрицательный скин- фактор. Согласно такому предположению, факти- ческое рабочее давление в стволе скважины выше, чем ожидаемое давление; то есть скважина обеспе- чивает желательный де- бит при значительно бо- лее высоком забойном гидродинамическом дав- лении, чем теоретически расчетное значение (см. рис. 2-8). Простимулиро- ванные вертикальные скважины могут иметь значения отрицательного скин-фактора до -6. Ниже будет показано, что тео- ретически горизонталь- ные скважины могут представляться как вер- (2-2) Рис. 2-8. Влияние скин-фактора на распре- деление давления в потоке при фиксиро- ванном дебите q. 38
тикальные скважины с большим отрицательным скин-факто- ром, то есть теоретически горизонтальные скважины могут представляться как значительно простимулированные верти- кальные скважины. УХУДШЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ДЛЯ НИЗКО- И ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД Как отмечено выше, проникновение бурового раствора в пласт создает зону уменьшенной проницаемости вокруг ствола скважины. Обычно высокопроницаемый коллек- тор имеет более протяженную зону вторжения, чем коллектор с низкой проницаемостью. Однако процентное снижение про- ницаемости в зоне с высокой проницаемостью меньше, чем в зоне с низкой проницаемостью. В некоторых случаях, в зависи- мости от используемого бурового раствора, зона проникнове- ния бурового раствора может быть ограничена даже в высоко- проницаемых породах. Вероятно, высокопроницаемые породы имеют большие размеры поровых каналов, чем породы с низ- кой проницаемостью. Возможно, эти поровые каналы не полно- стью блокируются твердой фазой бурового раствора и самим буровым раствором, что приводит к незначительному процент- ному снижению начальной проницаемости пласта. Напротив, в породах с низкой проницаемостью, где размеры поровых кана- лов маленькие, буровой раствор и его твердая фаза блокируют эти каналы, что приводит к значительному снижению проница- емости вокруг ствола скважины. Это, в свою очередь, уменьша- ет проникновение флюида и, следовательно, минимизирует ра- диус зоны проникновения бурового раствора. Анализ уравнения 2-2 показывает, что радиус зоны про- никновения менее важен, чем изменение проницаемости в этой зоне. Это обусловлено тем, что радиус зоны проникновения rs находится под знаком логарифма в уравнении 2-2 и, следова- тельно, оказывает меньшее влияние на значение скин-факто- ра, чем проницаемость в зоне проникновения ks. Породы с высокой проницаемостью имеют более протяженную зону про- никновения бурового раствора, но при этом снижение прони- цаемости в этих породах незначительно, и положительные зна- чения скин-фактора s при этом также незначительны. Напро- тив, в породах с низкой проницаемостью толщина зоны про- никновения бурового раствора незначительна, но при этом 39
снижение проницаемости пласта в зоне проникновения значи- тельно, что является следствием либо околоствольных повреж- дений, либо высоких положительных значений скин-фактора после бурения. Таким образом, повреждение в зонах с высо- кой проницаемостью относительно меньше, чем в зонах с низ- кой проницаемостью. Обычно скин-факторы оцениваются с помощью опробова- ния скважины испытателем пластов или методом восстановле- ния давления. Зная скин-факторы, можно рассчитать потери давления вдоль поврежденных зон. Преобразуя уравнение 2-1, получим выражение для определения потерь давления в зоне проникновения для вертикальной скважины: (Др)^ = ^(141.2д0В0 lk)(qlh) (2-За) Таким образом, (Ap)skin зависит от q/h, то есть скорости притока флюида на единицу длины ствола скважины. Следова- тельно, для горизонтальных скважин мы можем аппроксими- ровать падение давления в скин-зоне как: (Др)^=5(141.2д0В0/^/Ь) (2-ЗЬ) Сравнение уравнений 2-За и 2-ЗЬ показывает, что для одно- го и того же по- ложительного значения скин- фактора sпотери давления в скин- области в гори- зонтальной сква- жине меньше, чем в вертикаль- ной скважине (см. рис. 2-9а и 2-9Ь). Это проис- ходит потому, что скорость притока флюида в сква- жину на единицу длины ствола для горизонтальной скважины на- много меньше, чем для верти- а - цилиндрическая Рис. 2-9. Формы загрязнения призабойной зоны скважины буровым раствором. 40
калькой скважины. Это показано в примере 2-1. Важно обра- тить внимание, что для горизонтальной скважины в уравнении 2-ЗЬ значение к представляет эффективную проницаемость коллектора (k = <Jkvkh, где kv - вертикальная проницаемость и kh - горизонтальная проницаемость). ПРИМЕР 2-1 Вычислить падение давления в скин-зоне, то есть по- врежденной зоне, для вертикальной и горизонтальной длиной 1000 футов (300 м) скважин. При испытании скважин значе- ние скин-фактора определено как 4-1 для обеих скважин. Свой- ства коллектора следующие: s=+l; h = 25 футов (8 м); qh = 2500 BOPD; Во = 1.06 RB/STB; kv = kh = 10 md; qv = 1000 BOPD; = 0.8 ср. Обратите внимание, что qh — дебит горизонтальной сква- жины и qv — дебит вертикальной скважины. Решение Из уравнения 2-1: д= W*pU ,или 141,2^д0В0 гл» л _ ^041,2^0 Во) skin,vertical » » (Др) skin,vertical 1x141.2x1000x0.8x1.06 10x25 = 479psi Для вычисления (&p)skin для горизонтальной скважины под- ставим значение горизонтального дебита и заменим значение высоты коллектора h длиной горизонтальной скважины I: (Др) = / slan,honz 1x141.2x2500x0.8x1.06 10x1000 = 29.9 psi = 30 psi 41
ПОВРЕЖДЕНИЕ ОКОЛОСТВОЛЬНОЙ ЗОНЫ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ Пример 2-1 ясно показывает, что для опреде- ленного положительного скин-фактора падение давления че- рез скин-область значительно меньше для горизонтальных сква- жин, чем для вертикальных. (Обратите внимание, что в приме- ре 2-1 допускается равномерная скорость притока флюида по длине скважины.) Это показывает, что для определенной сте- пени ухудшения свойств коллектора в скин-зоне, обработка пласта с целью возбуждения скважины имела бы меньший эффект в горизонтальных скважинах по сравнению с вер- тикальными. Следовательно, при принятии решения о стиму- ляции горизонтальной скважины важно оценить потери давле- ния в скин-зоне и сравнить их с суммарными потерями давле- ния от коллектора до ствола скважины. Это сравнение может использоваться для определения потребности в возбуждении горизонтальной скважины. Минимальное влияние загрязнения призабойной зоны на производительность горизонтальной сква- жины в высокопроницаемых коллекторах объясняет причины успеха многих «горизонтальных» проектов, реализованных в высокопроницаемых коллекторах. В этих коллекторах горизон- тальные скважины в некоторых случаях эксплуатировались после завершения бурения даже без кислотной обработки. Эти скважины имели минимальное загрязнение коллектора, что практически не оказывало влияния на производительность го- ризонтальных скважин. Напротив, в низкопроницаемых кол- лекторах влияние загрязнения на горизонтальные скважины может быть очень серьезным. Следовательно, некоторые «го- ризонтальные» проекты были экономически неэффективны- ми из-за значительного загрязнения пластов. Эта проблема будет рассмотрена в следующих параграфах. Во многих коллекторах, особенно в низкопроницаемых, вертикальные скважины после бурения цементируют и затем перфорируют. Перед эксплуатацией эти скважины возбужда- ют путем разрыва с расклиниванием трещин или без раскли- нивания. Без таких процедур производительность данных сква- жин является экономически невыгодной. В этих типах коллек- торов бурение вертикальных скважин, вероятно, приводит к серьезному загрязнению коллектора, что может быть преодо- лено с помощью стимуляции скважины путем разрыва пласта. Если в таком коллекторе бурится горизонтальная скважина, повреждение коллектора будет более значительным, т.к. гори- зонтальная скважина бурится дольше, чем вертикальная, и это 42
приводит к конической форме поврежденной зоны (рисунок 2-9Ь). Эта зона повреждения может значительно уменьшать производительность горизонтальной скважины. Как показано на рисунке 2-10а, повреждение пластов мо- жет меняться по длине ствола скважины. Основываясь на опыте повреждения пластов в вертикальных скважинах и времени их бурения, можно попытаться оценить повреждение пласта по длине горизонтальной скважины. Данные загрязнения кол- лектора по анализу керна или данные испытания скважины в вертикальных скважинах могут использоваться для построе- ния графиков, аналогичных рис. 2-10а. Эти графики могут ис- пользоваться для оценки ожидаемого среднего повреждения в горизонтальной скважине. Важно обратить внимание, что при испытании горизонтальной скважины расчетное значение по- вреждения представило бы среднее значение для всей скважи^ ны. Основываясь на ожидаемом значении повреждения, соот- ветствующие методы возбуждения скважины и очистки при- забойной зоны должны быть тщательно проанализированы. Как отмечено в главе 1, скважина, законченная открытым стволом или щелевидным хвостовиком, может создать трудности при очистке призабойной Рис. 2-10а. Предполагаемое изменение меха- нического скин-фактора по длине скважины. зоны, поэтому могут потребоваться специ- альные, неизвестные методы очистки. Свабирование скважины - одна из альтернатив, но на это может потребо- ваться много време- ни и, кроме того, этот метод может быть не- эффективным при очистке длинных го- ризонтальных сква- жин. В зависимости от радиуса искривле- ния скважины инст- румент свабирования может достигать только верхней части искривленной сек- ции ствола скважи- ны, и трудно опус- 43
тить инструмент свабирования в горизонтальную часть сква- жины. Если же ожидается серьезное загрязнение, может рас- сматриваться вариант цементирования и дальнейшей перфо- рации горизонтальных скважин. Для возбуждения скважины в перфорированных зонах могут быть применены незначитель- ные обработки для очистки ОКОЛОСТВОЛЬНОЙ зоны. РЕЗЮМЕ ОБСУЖДЕНИЯ СКИН-ФАКТОРА В большинстве случаев связанное с бурением повреждение высокопроницаемых пластов меньшее, чем низ- копроницаемых коллекторов. Для сходных значений повреж- дения влияние повреждения на производительность горизон- тальной скважины не так велико, как вертикальной скважи- ны. Таким образом, горизонтальные скважины могут выдер- жать большую степень повреждения, чем вертикальные сква- жины, без значительной потери дебита. Однако из-за дополни- тельного времени, требуемого для бурения горизонтальной скважины, околоствольное повреждение пласта может оказать- ся значительно выше, чем в вертикальной скважине, поэтому должны быть приняты соответствующие меры, чтобы или ми- нимизировать это серьезное повреждение, или очистить это загрязнение. Рисунок 2-10b показывает хронологию очистки горизонтальной газовой скважины, законченной щелевидным Рис. 2-10Ъ. Изменение устьевого давления в реальной газовой скважине по мере очистки пласта от раствора. 44
хвостовиком, на Zuidwal месторождении, Нидерланды. После начала добычи, по мере очистки, скважина показала более высокую производительность. Подобное поведение наблюда- ется во многих скважинах, особенно в тех, которые пробуре- ны в высокопроницаемых коллекторах. Недавно были предложены математические уравнения для оценки влияния проникновения бурового раствора на произ- водительность горизонтальной скважины. Эти уравнения вклю- чены в главу 3. ЭФФЕКТИВНЫЙ РАДИУС СТВОЛА СКВАЖИНЫ, r'w Понятие эффективного радиуса скважины ис- пользуется для того, чтобы представить скважину, производи- тельность которой отличается от расчетной, основанной на радиусе пробуренного ствола скважины. Эффективный ради- ус ствола скважины - теоретический радиус скважины, требу- емый, чтобы соответствовать наблюдаемому дебиту скважи- ны. Таким образом, простимулированные скважины будут иметь эффективный радиус ствола больше, чем радиус бурения, и загрязненные скважины будут иметь эффективный радиус меньше, чем радиус ствола при бурении. Установившийся де- бит с эффективным радиусом ствола скважины может быть выражен как: q = 0.007078 kh Ьр /[ц0В01п(ге / <)], (2-4) где q - дебит нефти, STB/день; к - проницаемость, мД; h - тол- щина коллектора, футы; - вязкость, ср; Во - пластовый объем- ный фактор, RB/STB; ге - радиус дренирования, футы; r'w - эф- фективный радиус скважины, футы; Др - потери давления от радиуса дренирования до ствола скважины, psi. ПРИМЕР 2-2 Имеем следующие параметры коллектора: к = 10 мД; ре = 2000 psi; Ц = 0.5 сП; ге = 1000 футов; h = 40 футов; р^ = 500 psi; Во = 1.25 RB/STB, где: ре - пластовое давление в области радиуса дренирования, ге; pwf - гидродинамическое забойное давление. 45
Вычислить установившиеся дебиты для r'w = 0.35, 0.1 и 20 футов. Диаметр ствола скважины - 0.35 фута. Решение Уравнение для установившегося потока: 0.007078 Ай Др 4 ц0В0\п(ге1г^ (24) Подставляя в уравнение (2-4) параметры коллектора, полу- чим: __ O.OO7O78 х 10 х 40 х (2000 - 500) 0.5xl.251n(1000/<) д = 6794.9/1п(1000/<), если = 0.35 фута, если r' — 0.1 фута, если r' = 20 футов, q = 854 BOPD q = 738 BOPD q = 1737 BOPD Таким образом, изменение в дебите может представляться как изменение в кажущемся радиусе ствола скважины. Следо- вательно, эффективный радиус ствола скважины - кажущийся радиус, соответствующий дебиту. Математически можно по- казать, что rw = r„ exp(-s) Подставив (2-5) в уравнение (2-4), получим: 0,007078 Ай Др/(д0Л0) ln(re lrw) + s (2-5) (2-6) ПРИМЕР 2-3 Чему равен скин-фактор, если / = 0.35, 20, и 0.1 в примере 2-2 и радиус ствола скважины при Вурении rw = 0.35 фута? Как отмечено выше, положительный скин-фактор указы- вает на поврежденную скважину, а отрицательный скин-фак- тор отражает простимулированную скважину. Подставляя но- вые значения в уравнение 2-5, получим: 46
= 0.35 exp(-s) (2-7) и -s = ln(r' /0.35) (2-8) Таким образом: для r' = 0.35 фута s = 0 для = 0.1 фута s = 1.25 для r'w = 20 футов s = -4.05 ПРИМЕР 2-4 Даны следующие параметры для нефтяной скважины, име- ющей оцененную область дренирования 80 акров: к = 1 мД, h = 60 футов, rw = 0.3 фута, ре = 2500 psi, Рм = 900 psi, д0 = 0.6 сП и Во = 1.25 RB/STB. Вычислить: (1) установившиеся дебиты и (2) скин-факторы, если эффективный радиус скважины равен 0.3, 0.05 и 30 фу- тов. Решение При принятии круговой области дренирования А радиус дренирования ге вычисляем как: ге = V80x43.560Z3.142 =1053 фута. Установившийся дебит может быть вычислен для / = 0.3 фу- та по формуле 2-4: _ 0.007078 kh(pe-pwf) 4 д0501п(Ю53/<) ' _ 0.007078 х 1 х 60 х (2500 - 900) Я~ 0.6x1.25 ln(1053/<) 906.24 906.24 q =--------— =-----------; ln(1053/rJ ln(1053/0.3) q = 111 BOPD Скин-фактор 5 = - ln(rw I rw) 5 = 0 Рассчитанные установившиеся дебиты и скин-факторы для различных значений приведены в следующей таблице: 47
Эффективный радиус скважины, футы (метры) Установившийся дебит, BOPD, (куб.м/день) Скин-фактор S 0.30 ( 0.09) 111 ( 17.63 ) 0 0.05 ( 0.015 ) 91 ( 14.46 ) + 1.79 30.00 ( 9.14 ) 255 ( 40.51 ) - 4.6 ИНДЕКС ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ J * Индекс производительности скважины J оп- ределен как q/Др, где q - дебит и Др - потери давления. Раз- мерность индекса J: bbl/day/psi или м3/дни/кПа. Первона- чально, для простоты, примем, что мы имеем постоянное дав- ление на границе коллектора и в центре скважины. Это даст нам установившийся индекс производительности. Важно об- ратить внимание, что это допускает постоянное давление, под- держиваемое на радиусе дренирования и в скважине. Факти- чески при разработке коллектора после первичного восстанов- ления это падение давления изменилось бы через какое-то время по мере того, как все больше флюида извлекается из коллекто- ра; следовательно, потери давления Др будут снижаться со вре- менем. По определению, индекс можно вычислить, преобра- зуя формулу 2-4: 0.007078 khl(pQBQ) -----W, /Л (2’9) ш(ге /rw) Индекс производительности может использоваться для срав- нения производительности двух различных скважин в том же самом коллекторе: JJJ, =[ln(re/<)]2/Dn(re/<)]1 (2-10) где индексы 1 и 2 относятся к первой и второй скважинам. Можно также переписать уравнение (2-10) для скин-факторов: Jl/J2 =[ln(re/<) + 5]2/[ln(re/O + 5]1 (2-И) Таким образом, понятия скин-фактора, эффективного ра- 48
диуса скважины и индекса производительности используются для оценки производительности скважины. Как показано выше, достаточно просто преобразовать скин-факторы либо в эффек- тивный радиус скважины, либо в индекс производительности. ПРИМЕР 2-5 Вычислить отношение производительности двух скважин (1 и 2) в том же самом коллекторе, пробуренных на различных участках. Скважина 1: участок = 40 акров, fw = 20 футов. Скважина 2: участок = 80 акров, r'w = 4 фута. Решение Отношение производительности двух различных скважин в одном и том же коллекторе: J, и2 = [1п(ге /<)]2 /(1п(ге /<)], (2-10) Для скважины 1 радиус дренирования ге1 = 740*43,560/тг =745 фута Для скважины 2 радиус дренирования ге2 =780*43^60/я =1053 фута Подставив полученные значения и значения эффективных радиусов в уравнение (2-10), получим: J, / J2 = [ln(1053/4)]/[ln(745/20)]= 1.54 РЕЖИМЫ ПОТОКА Пока все обсуждение было ограничено устано- вившимся потоком, который допускает постоянное давление на границе коллектора и в скважине. Как отмечено выше, в коллекторе имеется начальное снижение давления между сква- жиной и границей. Это снижение давления уменьшается со временем, и аналогично дебит скважины уменьшается со вре- менем. Это можно объяснить, рассматривая различные режи- мы потока. 4 Заказ 61 49
ПОНЯТИЕ СТАЦИОНАРНОГО И ПСЕВДОСТАЦИОНАРНОГО СОСТОЯНИЯ В течение разработки коллектор проходит че- рез различные стадии. Эти стадии классифицированы в две категории: (1) неопределенное или переходное состояние, и (2) псевдостационарное или стационарное состояние, в зависимо- сти от граничных условий. Для описания того, что происхо- дит в коллекторе при разработке, приведем пример. Бросьте камень в спокойный пруд. Как только камень падает в воду, можно видеть расходящиеся наружу круговые волны, (см. рис. 2-11). Подобное явление происходит при разработке скважи- ны в определенной области дренирования. Созданная в скважи- к скважине Радиальные профили давления: постоянная скорость постоянный перепад Граница отсутствия потока Рис. 2-11. Профиль давления как функция времени. 50
не депрессия распространяется в окружающую скважину сре- ку кольцами; флюид в коллекторе испытывает градиент давле- ния, и это заставляет флюид перемещаться к стволу скважины. Скорость распространения депрессии, направленной наружу из Ьгвола скважины, зависит от проницаемости коллектора. Чем Выше проницаемость, тем быстрее распространяется перепад давления. Со временем эти круговые возмущения давления про- должают перемещаться наружу и, в конечном счете, достигают ^границы дренирования». От этой отметки флюид, находящий- ся на границе области дренирования, начинает перемещаться к Ьтволу скважины. Период времени, который требуется для того, чтобы возмущение давления достигло границы круговой облас- ти, называется переходным периодом. Как только возмущение достигло границы круговой области, со временем, по мере из- влечения флюида из коллектора, среднее давление коллектора начинает уменьшаться. Это происходит в коллекторе с гранич- ным состоянием “без потока", то есть в коллекторе, где не име- ется никакого потока поперек границы дренирования скважи- ны. Это называется псевдостационарным состоянием; это так- же называется состоянием истощения или полуустойчивым со- стоянием. Если граничное состояние такое, что мы имеем фик- сированное давление на границе, то можно считать, что сква- жина достигла устойчивого состояния. ПЕРЕХОДНЫЙ ПОТОК Два состояния потока, нестационарное и псев- достационарное или устойчивое достаточно описывают перио- ды потока для круговых и квадратных областей дренирования. Однако в случае прямоугольных областей дренирования, как только депрессия создана, скважина будет работать сначала с ближайшей границей (см. рис. 2-12), затем будет достигнута следующая граница, и только после этого начнется процесс истощения. Время, требуемое для достижения первой грани- цы, называется окончанием неопределенного состояния. До этой стадии скважина не работала ни с одной границей. Период времени, требуемый для достижения одной ближайшей грани- цы, называется переходной областью или переходным време- нем. Последняя стадия, когда обе границы достигнуты, назы- вается псевдоустойчивым или устойчивым (стационарным) со- стоянием, в зависимости от граничных условий. Эти понятия очень важны в практической работе. Периоды времени, требу- емые для достижения псевдоустойчивого состояния для раз- лично расположенных в дренажной плоскости вертикальных 4* 51
Вторая граница Категория Название 1 неопределенная 2 псевдостацио- нарная или стационарная Первая граница Категория Название 1 неопределенная 2 переходная 3 псевдостационарная или стационарная Рис. 2-12. Режимы потока для круговой и прямоугольной дренажной зоны. скважин и для различных конфигураций областей дренирова- ния, приведены в таблице 2-1. УРАВНЕНИЯ ПОТОКА ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМОВ ПОТОКА (ИЛИ ДЛЯ УСТОЙЧИВОГО И ПСЕВДОУСТОЙЧИВОГО СОСТОЯНИЯ) Уравнения потока для устойчивого и псевдоус- тойчивого состояний для скважин, расположенных централь- но в дренажной области, приведены в таблице 2-2. Важно об- ратить внимание на то, что уравнения базируются либо на дав- лении границы дренирования ре, либо на усредненном давле- нии коллектора р. Практически пластовое давление оценива- ется либо при помощи испытателя пластов, либо с использова- нием пробоотборника, либо методом восстановления давления. Все эти методы определяют среднее пластовое давление. ВРЕМЯ, НЕОБХОДИМОЕ ДЛЯ ДОСТИЖЕНИЯ ПСЕВДОУСТОЙЧИВОГО СОСТОЯНИЯ Безразмерное значение времени tD, которое используется для определения различных режимов потока, вычисляется по формуле: 0.000264*1 Ф^С (2-12) 52
факторы формы и время достижения устойчивого или псевдоустойчивого состояния для вертикальных скважин при различной конфигурации границ коллектора Т а б л и ц a 2-1 Конфи- гурация границ коллек- тора СА 1пСА ( 2.2458^ 1/2 In 1) Точно Для ^DA> Меньше 1% ошибка Для tDA> 31.62 3.4538 -1.3224 0.1 0.06 0 31.6 3.4532 -1.3220 0.1 0.06 27.6 3.3178 -1.2544 0.2 0.07 27.1 3.2995 -1.2452 0.2 0.07 1/3 fex 21.9 3.0865 -1.1387 0.4 0.12 А)4 0.098 -2.3227 + 1.5659 0.9 0.60 1 • I 30.8828 3.4302 -1.3106 0.1 0.05 12.9851 2.5638 -0.8774 0.7 0.25 4.5132 1.5070 -0.3490 0.6 0.30 ДТП тп 3.3351 1.2045 -0.1977 0.7 0.25 I • 1 1 2 21.8369 3.0836 -1.1373 0.3 0.15 Для конкретного участка безразмерное значение времени определяется по формуле: ^DA~^D^rw М) Из этих формул получаем выражение: DA ~ 0.000264^ ф/ис^А (2-13) (2-14) 53
Таблица 2-2 Сводная таблица расчетов для различных потоков Установившийся режим Псевдо- установившийся режим* Основное соотношение между риг — Уравнение притока, выраженное для Р = Ре при г = ге — Уравнение притока, выраженное для среднего давления - QP /1 С Р-Р„ = Т7Г(1п 7 2nkh г 4 * Скважины расположены в центре плоскости дренирования. Для выражения приведенных зависимостей в полевых еди- ницах (stb/d, psi, mD, ft) элемент qp/(2pkh) следует заменить на 141.2qpBo/(kh). Как альтернативу, в данных формулах можно использовать значение скин-фактора вместо радиуса ствола скважины. На- пример, для уравнения р-р. = J2L(in-?L-2), в котором r’w = rwes 2nkh гw 4 а) загрязненная скважина s > 0; б) простимулированная скважина s < 0, где: к — проницаемость, мД, t - время, часы, f - фракционная пористость, безразмерная величина, д - вязкость, сП, cti — начальная общая сжимаемость, psi”1 А — площадь, фт.2, rw — радиус ствола скважины, футы. Как показано в таблице 2-1, для вертикальной скважи- ны, размещенной в центре круглой или квадратной дренаж- ной области, время достижения псевдоустойчивого состоя- ния tDA = 0.1. Подставив это значение в уравнение 2-14, полу- чим выражения: 54
л , 0.000264& ‘М~ ' ” <№tiA (2-15) = 3790рс„А (2-16) к где tps - время, требуемое для достижения псевдоустойчи- вого состояния, в часах, _ 15.79^дс„А ' (2-17) pdss к где tpdss - время, требуемое для достижения псевдоустойчи- вого состояния, в днях. Обычно нефтяные скважины эксплуатируются на площади в 40 акров, а газовые скважины - на площади в 160 акров. Следовательно: 40 акров = 40 х 43,560 фт2/акр = 1.7424 х 106 фт2 (2-18); 160 акров = 160 х 43,560 фт2/акр = 6.9696 х 106 фт2 (2-19). Подставив значения (2-18) и (2-19) соответственно в (2-17), получим уравнения: для участка площадью 40 акров =27'512Х^°б0ДС" > (2-2°) для участка площадью 160 акров _ 110.05x10 фцсц (2-20) 1 pdss к ' * Уравнения (2-15) и (2-16) показывают, что переходное время зависит от основных свойств коллектора, характеризующих- ся проницаемостью, пористостью, сжимаемостью. Время, не- обходимое для достижения псевдоустойчивого состояния, не зависит от стимуляции скважины. В случае нефтяных сква- жин время достижения псевдоустойчивого состояния обычно находится на уровне от нескольких дней до нескольких меся- цев. Однако для газовых скважин с низкопроницаемым кол- лектором время, необходимое для достижения псевдоустой- чивого состояния, может быть очень длительным, в некото- рых случаях до нескольких лет. 55
ПРИМЕР 2-6 Для нефтяной скважины, пробуренной на участке площа- дью 40 акров, вычислить время, необходимое для достижения псевдоустойчивого состояния. Дано: ф = 7%, А = 40 акров, cti = 0.00005 psi’1, к = 35 мД, /л = 4.2 сП (мелкая скважина, тяжелая нефть). Решение Используя уравнение (2-16), рассчитаем время достижения псевдоустойчивого состояния: 379.0x0.1х4.2х0.00005хА „ tn„ =-----=---------------= 396 часов = 16,5 дней. pss 35 ПРИМЕР 2-7 Вычислить время, требуемое для достижения псевдоустой- чивого состояния для газовой скважины, пробуренной на пло- щади 20 или 160 акров в коллекторе с начальным давлением 1450 psi. Даны следующие свойства коллектора: ф = 7%, Pi = 1450 psi, А = 20 и 160 акров, cti = 0.000690 psi’1, к = 0,03 мД, р = 0,015 сП. Решение: ПЭфрсА 379x0.07 x 0.015 x 0.000690x4 А =-------------------------= 0.009154 pss к 0.03 Для 20 акров tpss = 7974 часа = 332 дня = 0,91 года. Для 160 акров tpss = 63,772 часа = 2657 дней = 7,3 года. Как отмечено в примере 2-7, для газовых скважин (или для нефтяных скважин), пробуренных в низкопроницаемых кол- лекторах, особенно для газовых скважин с проницаемостью коллектора менее чем 0.1 мД, могут потребоваться годы для завершения переходного состояния. В таких коллекторах очень трудно экономически эффективно дренировать пласт. В таких случаях мы нуждаемся в методе ускорения дренирования кол- лектора. Уплотнение сетки размещения скважин и горизон- тальное бурение позволяют разрабатывать коллектор эконо- мически эффективно. Результаты таблицы 2-1 показывают, что безразмерное зна- чение времени tDA, требуемое для достижения псевдоустойчи- вого состояния, равняется 0.1, если скважина размещена цен- 56
трально в плоскости дренирования, то есть когда скважина находится в центре круга или квадрата (хе/уе = 1). Когда об- ласть дренирования становится прямоугольной, время, требуе- мое для достижения псевдоустойчивого состояния, увеличивает- ся. Например, когда одна сторона прямоугольника области дре- нирования в пять раз больше, чем другая сторона (хе/уе = 5), то безразмерное значение времени tDA, требуемое для достиже- ния псевдоустойчивого состояния, равняется 1.0, то есть в 10 раз больше, чем для вертикальной скважины, размещенной центрально в плоскости дренирования. Таким образом, вер- тикальная скважина не способна эффективно дренировать пря- моугольную область дренирования в коллекторе с однород- ной проницаемостью. Как показано на рисунке 2-13, длинная горизонтальная скважина может дренировать прямоугольные области намного быстрее, чем вертикальная скважина. В при- мере 2-6 показано, что вертикальная скважина на террито- рии в 40 акров достигает псевдоустойчивого состояния за 16 дней. Аналогично, как показано на рисунке 2-13, горизон- тальная скважина 2000 футов длиной достигла бы псевдоус- тойчивого состояния на участке площадью 101 акр за 16 дней. Таблица 2-1 показывает, что для достижения псевдоустойчи- вого состояния с использованием вертикальной скважины, дре- нирующей прямоугольник с хе/уе = 2.5 (показанный на ри- сунке 2-13), потребовалось бы времени по крайней мере в 40 акров для вертикальной (Хе/У.=1) более 100 акров для горизонтальной (Хв/ув=2.5) Рис. 2-13. Дренажные области для конкретного момента времени для верти- кальной и горизонтальной скважин. 57
три раза больше, чем для горизонтальной скважины 2000 фу- тов длиной. Таким образом, горизонтальные скважины могут использо- ваться для дренирования больших областей за короткое время. Это становится очень важным в низкопроницаемых коллекто- рах, где для эффективной разработки требуется близкое рас- положение вертикальных скважин. Следовательно, в низкопро- ницаемых коллекторах горизонтальные скважины могут исполь- зоваться для увеличения объема добычи из скважины за опре- деленный период времени. ВЛИЯНИЕ АНИЗОТРОПИИ ПЛАСТА < До сих пор рассуждения относились к пластам с однородной проницаемостью по различным осям, а именно кх = ку (см. рис. 2-14 а). В пластах с естественными трещинами проницаемость вдоль направления трещин больше, чем в пер- пендикулярном к трещинам направлении. В таких случаях вер- тикальная скважина могла бы дренировать большую длину вдоль направления трещин. Решение, приведенное ниже, может ис- пользоваться для оценки каждой стороны области дренирова- ния в анизотропном коллекторе. Допуская однофазный, уста- новившийся (независимый от времени) поток через пористый пласт, можно написать следующее уравнение: (2'21’ дх дх ду ду При принятии постоянных значений кх и ку в направлениях х и у, соответственно, уравнение (2-21) может быть представ- лено как: д2р д2р кх тт+^тт = 0 дх ду (2-22) При умножении и при делении всего выражения на Jkxk уравнение (2-22) преобразуется в уравнение: х у д2р Iky д2р ку дх2 \кх ду2 (2-23) которое может быть преобразовано соответственно в урав- нение: 58
a) кк=ку b) ky=16kx, HENCE y„=4x, дренажная область 40 акров время установления псевдостационарного режима tDA=0.1 Рис. 2-14. Дренажные области вертикальной скважины в изотропном и анизотропном коллекторах. гДе У'= У4к*!ку : у = у'^у/кх (2-24) (2-25) (2-26) Таким образом, анизотропный по направлениям коллек- тор мог бы быть представлен коллектором с эффективной го- ризонтальной проницаемостью ^кхку и длиной вдоль высо- копроницаемой стороны в у]ку / кх раз отличной от длины вдоль низкопроницаемой стороны. Это значит, что если про- ницаемость вдоль направления трещин в 16 раз больше, чем в перпендикулярном направлении, то длина дренажной зоны вдоль трещин в 4 раза больше, чем длина в направлении, пе- репендикулярном трещинам (см. рис. 2-14 Ь). В таких анизот- ропных коллекторах достаточно трудно дренировать протя- женные пласты в низкопроницаемом направлении, используя вертикальные скважины. Горизонтальная скважина, пробу- 59
ренная вдоль низкопроницаемого направления, может дрени- ровать значительно большую зону, чем вертикальная, что при- водит к большей добычи из горизонтальной скважины, чем из вертикальной. Таким образом, горизонтальные скважины высокорента- бельны в анизотропных коллекторах. Очевидно, что в породах с естественными трещинами горизонтальные скважины, про- буренные в направлении, перпендикулярном естественным трещинам, могут быть очень рентабельными. Успех горизон- тальных скважин, пробуренных в пластах с естественными трещинами, таких, как Austin Chalk в Техасе, Bakken Shale в Северной Дакоте, доказывают преимущества горизонтального бурения в анизотропных коллекторах. До сих пор в центре внимания находились вертикальные скважины. Для вертикальных скважин с разрывом пластов в таблице 2-3 приведены некоторые данные, требуемые для расчета времени, необходимого для достижения псевдоус- тойчивого состояния в квадратной зоне дренирования. Khan получил результаты для вертикальных скважин с разрывом пластов в прямоугольной зоне дренирования. В настоящее время похожие результаты были получены и для горизон- тальных скважин. Таблицы 2-4 и 2-5 представляют значения времени, требуемого для достижения псевдоустойчивого со- стояния для вертикальных скважин с разрывом пластов и горизонтальных скважин в прямоугольной зоне дренирова- ния соответственно. T а б л и ц а 2-3 Форм-фактор и время достижения псевдоустойчивого состояния для вертикальных скважин со стимуляцией для квадратной области дренирования х/хе* 1пСд 1/21п(2.2458/Са) Точно для tM > Ошибка менее 1% для tDA > 0.1 2.6541 0.9761 -0.0835 0.175 0.08 0.2 2.0348 0.7104 + 0.0493 0.175 0.09 0.3 1.9986 0.6924 + 0.0583 0.175 0.09 0.5 1.6620 0.5080 + 0.1505 0.175 0.09 0.7 1.3127 0.2721 + 0.2685 0.175 0.09 1.0 0.7887 -0.2374 + 0.5232 0.175 0.09 * Xf представляет половину (одно крыло) трещины, а Хе половину длины сто- роны квадратной области дренирования. 60
Табл и ц а 2-5 Время начала псевдоустойчивого состояния для полностью проникающих бесконечно проводимых трещин для различных значений относительного проникновения (Xf/Xe) различных отношений значений (Xg/YJ х/хе Х/Уе 1 2 3 5 10 20 0.01 0.2 0.3 0.45 0.7 2.0 3.0 0.05 0.2 0.3 0.45 0.7 2.0 3.0 0.10- 0.2 0.3 0.45 0.7 2.0 3.0 0.20 0.2 0.3 0.45 0.7 2.0 3.0 0.40 0.2 0.3 0.45 0.7 2.0 3.0 0.50 0.2 0.3 0.45 0.7 2.0 3.0 0.70 0.2 0.3 0.45 0.7 2.0 3.0 Таблица 2-5 Время начала псевдоустойчивого состояния для горизонтальных скважин с различными значениями проникновения (L/(2Xe) и различными значениями (Хе/Уе) L/( 2XJ Х/Уе 1 2 5 0,2 0,15 0,2 0,6 0,4 0,15 0,2 0,6 0,6 0,15 0,2 0,6 0,8 0,15 0,2 0,6 1,0 0,10 0,15 0,3 Важно отметить, что существуют некоторые отличия в расче- тах времени достижения псевдоустойчивого состояния. В одно- фазном потоке в однородном коллекторе взаимосвязь между без- размерной величиной давления и безразмерной величиной вре- мени для скважины, эксплуатируемой с постоянным дебитом в ограниченном коллекторе (имеется в виду коллектор с фиксиро- ванной областью дренирования) может быть выражена как: Pd = А +2тг tDA (2-27) где А'- постоянная величина. Преобразуя выражение (2- 27), получим: т ~ dPD / ^da = (2-28) 61
Таким образом, при однофазном потоке псевдоустойчивое состояние наступает при значении т, равном 2л. Некоторые инженеры допускают, что при значении т, равном 10% от 2л, начинается псевдоустойчивое состояние, в то время как дру- гие используют 5%-ный критерий, и даже 1%-ный критерий. В зависимости от используемого критерия, могут быть полу- чены различные значения времени начала псевдоустойчиво- го состояния, и разница может быть значительной. До насто- ящего времени нет единого мнения по выбору значения кри- терия, но большинство инженеров принимают tDA = 0.1 как безразмерное значение времени начала псевдо-устойчивого состояния для вертикальных скважин, расположенных цент- рально либо в круглой, либо в квадратной области дренирова- ния. Вышеизложенное показывает, что при принятии какого-либо значения безразмерной величины времени достижения псев- доустойчивого состояния, важно проанализировать используе- мые критерии. Это особенно важно для скважин, лизинг кото- рых не превышает, к примеру, 10 лет. В таких коллекторах время, необходимое для достижения псевдоустойчивого состо- яния, становится важным фактором, т.к. от этого зависит эф- фективность разработки коллектора за ограниченный пери- од времени. ОБЛАСТЬ ДРЕНИРОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Имея большую длину, горизонтальная скважи- на дренировала бы большую область коллектора, чем вер- тикальная, за определенный период времени и при схожих ус- ловиях разработки. Если вертикальная скважина дренирует оп- ределенный объем (или площадь) коллектора за определенное время, то эти данные можно использовать для расчета области дренирования горизонтальной скважины. Горизонтальная сква- жина может быть представлена несколькими вертикальными скважинами, пробуренными рядом друг с другом и закончен- ными в ограниченной по толщине продуктивной зоне. Таким образом, как показано на рис. 2-13 и 2-15, каждый ствол гори- зонтальной скважины дренировал бы или квадратную, или круговую область, с прямоугольной областью дренирования в центре. Эта концепция предполагает, что толщина коллектора значительно меньше, чем стороны области дренирования. Об- ласть дренирования горизонтальной скважины можно вычис- лить, принимая эллиптическую форму дренажной области в 62
горизонтальной про- екции, при этом каж- дый ствол скважины является фокусом дренируемого эллип- са. В следующих при- мерах описаны мето- ды оценки области дренирования гори- зонтальных скважин. Вообще, различные методы дают доста- точно похожие ре- зультаты. Как прави- ло, горизонтальная скважина длиной 1000 футов может дренировать область, в 2 раза большую, чем вертикальная скважина, в то время как горизонтальная скважина длиной 2000 футов может дренировать область, длина скважины 1000 футов дренажная область 74 акра Хе/ув=1.67 длина скважины 2000 футов дренажная область 108 акров хЛе=2-34 Рис. 2-15. Дренажные области 1000- и 2000- футовых горизонтальных скважин. в 3 раза большую, чем вертикальная скважина, за определен- ный период времени. Таким образом, важно иметь большие расстояния между скважинами при разработке с использова- нием горизонтальных скважин, чем при разработке верти- кальными скважинами. Следующие примеры показывают расчеты областей дрени- рования для изотропного и анизотропного коллекторов. В тре- щиноватом коллекторе, где проницаемость в одном направле- нии выше, чем в другом, скважина дренировала бы большую область в направлении с высокой проницаемостью на величи- ну коэффициента ^ку / кх , где ку представляет более высокую проницаемость в горизонтальной проекции, а кх представляет более низкую проницаемость в горизонтальной проекции (см. рисунок 2-16). ПРИМЕР 2-8 Территория площадью 400 акров по арендному договору должна разрабатываться с использованием 10 вертикальных скважин. Инженер предложил бурить горизонтальные сква- 63
Рис. 2-16. Дренажные области горизонтальной и вертикальной скважин в трещинном коллекторе. жины длиной 1000 или 2000 футов. Нужно рассчитать количе- ство горизонтальных скважин, необходимых для эффективной разработки. Принимается, что одиночная вертикальная сква- жина эффективно дренирует 40 акров. Решение Согласно принятым допущениям, вертикальная скважина дренировала бы круг радиусом, равным 745 футов. Если rev - радиус дренирования вертикальной скважины, то: площадь круга = ягеу2 = 40 акров х 43,560 кв. фута /акр = 745 кв.фута. Для расчета области дренирования горизонтальной сква- жины на основе области дренирования вертикальной скважи- ны 40 акров могут использоваться два метода. 64
Метод 1 Как показано на рисунке 2-15, скважина с горизонтальным участком 1000 футов будет дренировать 74 акра. Область дре- нирования складывается из двух полукругов в каждом конце горизонтального участка и прямоугольника в центре. Анало- гично, как показано на рисунке 2-15, скважина с горизонталь- ным участком 2000 футов будет дренировать 108 акров. М е т о д 2 Если мы принимаем, что область дренирования горизон- тальной скважины в горизонтальной проекции - эллипс, то для длины 1000 футов: а = половина основной оси эллипса = (L/2) 4- 745 = = (1000/2) + 745 = 1245 футов; b = половина малой оси эллипса = 745 футов; область дренирования = яаЬ/43,560 = л (1245х 745) /43,560 = = 67 акров. Для длины 2000 футов: а = половина основной оси эллипса = (L/2) 4- 745 = = (2000/2) 4- 745 = 1,745 футов; b = половина малой оси эллипса = 745 футов; область дренирования = яаЬ/43,560 = л (1745 X 745) /43,560 = = 94 акра. Как видим, эти два метода дают различные результаты для области дренирования. Если мы берем средние значения, по- лученные с использованием этих методов, то 1000-футовая го- ризонтальная скважина дренировала бы 71 акр, а 2000-футо- вая - 101 акр. Таким образом, территория площадью 400 акров может быть дренирована либо 10 вертикальными скважина- ми, либо 6 горизонтальными скважинами длиной 1000 футов, либо 4 горизонтальными скважинами длиной 2000 футов. Сле- довательно, горизонтальные скважины очень подходят для мор- ского бурения и мест с высокими требованиями по охране окружающей среды. Это связано с тем, что горизонтальные скважины позволяют дренировать значительные территории, используя меньшее количество скважин. Это также умень- шает число слотов, которые требуются на морских платфор- мах, и таким образом, значительно снижает стоимость этих платформ. ПРИМЕР 2-9 Территория площадью 600 акров по арендному договору должна разрабатываться с использованием 10 вертикальных 5 Заказ 61 65
скважин. Другой вариант - бурение горизонтальных скважин длиной 500, 1000 или 2000 футов. Нужно определить количе- ство горизонтальных скважин для эффективного дренирова- ния арендной территории. Решение Вертикальная скважина на 60 акрах будет дренировать кру- говую область с радиусом rev = 912 футов. Плошадь круга = п rev2 = 60 акров х 43,560 кв. фута / акр; rev= 912 футов. М е т о д 1 Вычисляем область, дренируемую горизонтальными скважи- нами, двумя методами. В первом методе область дренирования представляется как два полукруга радиусом rev в каждом конце горизонтальной секции и прямоугольник размером L х 2 rev между ними. Длина горизонтальной скважины 500 футов 1000 футов 2000 футов Площадь двух полукругов, акры Размеры центрального прямо- угольника, акры Общая область дренирования, акры 30 + 30 = 60 20.9 80.9 30 + 30 = 60 41.9 101.9 30 + 30 = 60 83.7 143.7 М е т о д 2 Этот метод допускает, что горизонтальная скважина дре- нирует эллипс с меньшей осью а и большей осью Ь. Область дренирования эллипса в акрах: А = яаЬ/43,560 Длина горизонтальной скважины 500 футов 1000 футов 2000 футов а = половина большей оси, футы b = половина меньшей оси, футы Общая область дренирования, акры 250 + 912=1162 912 76.4 500 + 912=1412 912 92.9 1000 + 912=1912 912 125.8 Среднее значение области дренирования из двух методов будет: 66
й Длина горизонтальной ^ Скважины, футы 500 1000 2000 Среднее значение области дренирования, акры (метод 1 и 2) 79 98 135 Количество скважин для дренирования площади в 600 акров 8 6 4 или 5 Таким образом, участок площадью 600 акров может быть Эффективно дренирован или 10 вертикальными скважинами, или 8 горизонтальными скважинами длиной 500 футов, или 6 горизонтальными скважинами длиной 1000 футов, или 5 го- ризонтальными скважинами длиной 2000 футов. ПРИМЕР 2-10 Арендный участок площадью 360 акров, показанный на рисунке 2-17, должен разрабатываться девятью вертикальны- ми--------------- 3960 фт. ------------------► Рис. 2-17. Девять вертикальных скважин дренируют 360 акров пласта. 5* 67
ми скважинами. Сколько горизонтальных скважин длиной 1000 футов могут эффективно дренировать этот коллектор? Сколько для этого потребуется горизонтальных скважин дли- ной 2000 футов? Предложите схему разработки. Решение Как показано в примере 2-8, если вертикальная скважина эффективно дренирует 40 акров, то горизонтальные скважи- ны длиной 1000 и 2000 футов будут дренировать 80 и 120 акров соответственно. Используя горизонтальные скважины 1000 футов длиной, арендный участок может быть разработан либо (1) с использо- ванием четырех горизонтальных скважин и одной вертикаль- ной скважины, либо (2) с использованием трех горизонталь- ных и трех вертикальных скважин. Возможное расположение скважин изображено на рисунках 2-18 и 2-19. Рис. 2-18. Четыре горизонтальных и одна вертикальная скважина дрениру- ют 360 акров пласта. 68
Рис. 2*19. Три горизонтальных и три вертикальных скважины дренируют МО акров пласта. Как показано в Примере 2-8, горизонтальная скважина дли- ной 2000 футов может дренировать 120 акров. Как показано на рисунке 2-20, арендный участок площадью 360 акров может $ыть разработан с использованием трех горизонтальных сква- жин длиной 2000 футов. ПРИМЕР 2-11 - Скважина Harris-1 дренирует приблизительно 40 акров в кол- лекторе с естественными трещинами и толщиной 35 футов. Тес- ты давления, проведенные между Harris-1 и скважиной на вос- ток, а также между Harris-1 и скважиной на север, показывают различную проницаемость по двум направлениям. Проницаемость Йо восточно-западному направлению кх = 0.5 мД, а проницае- мость по северо-южному направлению ку = 4.5 мД. Инженер предложил бурить горизонтальную скважину длиной 2000 футов вдоль восточно-западного направления. Нужно определить область Дренирования и размеры каждой стороны этой области. 69
Рис. 2-20. Три 2000-футовых горизонтальных скважины дренируют 360 ак- ров пласта. Решение Предположим, что вертикальная скважина Harris-1 вслед- ствие анизотропии дренирует прямоугольную область. Если коллектор имеет однородную проницаемость, то скважина будет дренировать область площадью 40 акров со сторонами: 2хе = 2уе = ^40x43,560 =1320 футов. Т.к. наш коллектор анизотропный и имеет кх = 0.5 мД и ку~ = 4.5 мД, то ку/кх = 4.5/0.5 = 9 и jky/kx =3. Если прямоугольник области дренирования имеет стороны 2хе и 2уе и если мы принимаем, что Harris-1 дренирует только 40 акров, (2хе) х (2уе) = 40 х 43,560; дополнительно, из-за ани- зотропии, 2уе/2хе = 3. Решая эти уравнения, получим: 2хе = 762 фута и 2уе = = 2286 футов. 70
Таким образом, для вертикальной скважины длина дрени- рования по восточно-западному направлению, которое являет- ся низкопроницаемым направлением, равна 762 футам. Для вертикальной скважины длина дренирования вдоль высокопро- ницаемого северо-южного направления 2уе, в три раза больше, чем вдоль восточно-западного направления, 2хе. Допуская, что концы горизонтальной скважины дрениру- ет половину вертикальной, для горизонтальной скважины дли- ной 2000 футов, пробуренной вдоль восточно-западного направ- ления, протяженность зоны дренирования вдоль этого направ- ления равна 2хе = 2000 + 762 — 2762 фута. Аналогично, про- тяженность зоны дренирования вдоль северо-южного направ- ления будет такой же, как для вертикальной скважины, и рав- , няется 2уе = 2286 футов. Следовательно, интервал между сква- жинами должен быть по крайней мере 2286 футов вдоль севе- ро-южного направления. По восточно-западному направлению интервал между горизонтальными скважинами должен быть пЬ крайней мере 762 фута. Таким образом, требования по расположению скважин для вертикальных, так же, как и для горизонтальных скважин, яв- ляются различными в изотропном и анизотропном коллекто- рах.
СРАВНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ГИДРОРАЗРЫВОМ ВВЕДЕНИЕ В этой главе приводится сравнение вертикаль- ных скважин с гидроразрывом с горизонтальными скважина- ми. Это сравнение основано на ожидаемом увеличении произ- водительности, которое может быть получено либо стимулиро- ванием вертикальной скважины, либо путем бурения горизон- тальной скважины. Глава также включает краткий обзор огра- ничений, преимуществ и недостатков технологии разрыва вер- тикальных скважин. Дополнительно приводится информация опыта бурения горизонтальных скважин в трещиноватых кол- лекторах и современный полевой опыт стимулирования гори- зонтальных скважин. СТИМУЛИРОВАНИЕ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Многие вертикальные скважины имеют загряз- ; нение пластов, полученное при бурении скважины. Для того, чтобы установить связь между стволом скважины и коллекто- ром, находящимся за загрязненной зоной, большинство сква- жин обычно подвергается кислотной обработке. В некото- рых случаях, особенно в США и Канаде, скважины подвер- гаются гидроразрыву либо с расклиниванием, либо без рас- клинивания трещин. Технология разрыва на протяжении дли- тельного времени сохранялась без серьезных изменений. При этом с практической точки зрения важно отметить следую- щие моменты. 125
1. При гидроразрыве вертикальной скважины невозможно существенно регулировать высоту трещины. Обычно высокие скорости закачивания приводят к высоким трещинам. Допол- нительно на высоту трещин значительное влияние оказывает прочность покрывающей и подстилающей пород по сравне- нию с прочностью породы-коллектора. Если породы над и/или под породой-коллектором слабее, чем порода-коллектор, то при разрыве получаются трещины большой высоты с ограничен- ным проникновением в коллектор в горизонтальном направле- нии для определенного объема жидкости гидроразрыва. При этом возможность управлять высотой трещин минимальная, хотя для минимизирования высоты трещин управление скоро- стью закачки жидкости разрыва может быть эффективным. 2. При проведении гидроразрыва пласта практически не- возможно управлять направлением трещин. Получаемые тре- щины находятся в плоскости, которая перпендикулярна направ- лению минимального главного напряжения. В коллекторах с естественными трещинами исследования пока- зывают, что искусственно созданные трещины параллельны на- правлению естественных трещин. Другими словами, если вер- тикальная скважина бурится в коллекторе с естественными трещинами и затем стимулируется путем гидроразрыва плас- та, то получаемые трещины будут параллельны направлению естественных трещин. Это снижает вероятность пересечения нескольких естественных трещин индуцированными трещина- ми, что, в свою очередь, приводит к низкой продуктивности скважины с ограниченной областью дренирования и сниже- нию извлекаемых запасов. 3. Как правило, желательно получить длинные, бесконечно проводимые трещины, т.е. трещины, которые, в отличие от породы, практически не имеют потерь давления внутри себя. На рисунке 5-1 представлены схемы различных типов гори- зонтальных скважин и трещин. На практике трудно получить длинные, бесконечно проводимые трещины. Кроме того, влия- ние оседания расклинивающего агента, разрушение породы и жидкость гидроразрыва снижают проводимость трещины. 4. Обычно для расчетов разработки коллектора эффектив- ная длина трещин определяется либо по данным восстановле- ния давления вертикальной скважины, либо путем анализа дан- ных о снижении добычи. На практике фактическая длина тре- щин в скважине меньше длины трещин, определенной расчет- ным путем при проектировании работ по гидроразрыву. Эта разница может достигать от 30 до 50%. Это обусловлено как технологическими недостатками разрыва пластов, так и не- 126
Рис. 5-1. Схематические диаграммы: а) горизонтальной скважины; Ь) дренажного ствола; с) полностью открытой трещины; d) реальной трещины. точностью методов интерпретации. Для многих случаев основ- ной недостаток проектирования гидроразрыва заключается в том, что прочность пород, которую трудно определить, не вклю- чается в расчеты при проектировании разрыва. Дополнитель- но такие параметры, как крепость пород, скорость проникно- вения жидкости в пласт, прочность расклинивающего агента в пластовых условиях, известны не на каждом месторождении. Чаще всего искусственные трещины имеют конечную (огра- ниченную) проводимость, но при расчетах полудлины трещи- ны используются модели бесконечно проводимых трещин или равномерного потока, что приводит к значениям длин трещин меньше, чем полученных по данным испытания сква- жины. Если допустить, что полученные трещины имеют ту же длину, что и расчетная, проводимость трещин, рассчитанная по данным испытания скважины, намного меньше, чем запла- нированная проводимость трещин. Кроме того, интерпретация данных, полученных путем испытания скважины, базируется на однофазном потоке. 127
5. В некоторых коллекторах проводимость трещин умень- шается со временем. Это было доказано как лабораторными исследованиями, так и замерами на месторождениях (рис. 5-2 и 5-3). Важно учитывать, что напряжение купола увеличивается по мере истощения коллектора, что приводит к снижению проводимости трещин. Также важно учитывать то, что в некоторых коллекторах даже после нескольких лет на- чальная проводимость трещин может не изменяться. Таким об- разом, изменения проводимости трещин со временем зависят от месторасположения скважины. О 2000 4000 6000 8000 10000 0 25 50 75 100 125 150 граничное напряжение, psi время, часы Рис. 5-2. Зависимость проводимости трещины от граничного напряжения и времени воздействия жидкости раскрытия. 6. Для того, чтобы получить длинные трещины, обычно тре- буется закачивание больших объемов жидкости разрыва. Это значит, что большие объемы жидкости закачиваются в пласт. Во многих случаях после завершения работ по гидроразрыву пласта обратный приток жидкости очень незначительный. Во многих коллекторах, особенно в низкопроницаемых, можно получить обратно только 30% или даже меньше от объема за- качанной жидкости гидроразрыва. Вероятнее всего, что неизв- леченная жидкость накапливается в индуцированных трещи- нах, снижая относительную (фазовую) проницаемость для не- фтяного или газового потока. 7. Для некоторых коллекторов серьезной проблемой явля- 128
10,000 приращение времени, часы Рис. 5-3. Уменьшение проводимости трещины с течением времени. ется выпадение песка из жидкости гидроразрыва. Для предот- вращения выпадения песка можно использовать песок, покры- тый смолой. Но даже в этом случае не всегда удается достичь желаемого результата и полностью предотвратить выпадение песка из жидкости гидроразрыва. 8. Стимулирование скважины с целью увеличения ее про- дуктивности путем гидроразрыва может быть неэффективным в коллекторах с проницаемостью более 10 мд. Это происходит потому, что трещины имеют ограниченную проводимость и, таким образом, в пределах трещины есть определенные поте- ри давления. В зависимости от проницаемости коллектора и используемого расклинивающего агента, для определенной дли- ны трещины падение давления через трещину становится со- измеримым с падением давления в коллекторе. Таким обра- зом, дополнительное увеличение длины трещин не приведет к увеличению продуктивности скважины. Это значит, что для определенной проницаемости коллектора и используемого рас- клинивающего агента существует оптимальное с точки зрения 9 Заказ 61 129
эффективной производительности скважины значение длины трещин. (В некоторых высокопроницаемых коллекторах сква- жины подвергаются гидроразрыву для преодоления влияния околоствольного загрязнения пласта). Приведенные рассуждения затрагивают практические про- блемы, свойственные существующим методам гидроразрыва. Как отмечено ранее в главах 1 и 3, горизонтальная скважина может рассматриваться как ограниченный пример бесконечно проводимой, полностью проникающей трещины, имеющей высоту трещины, равной диаметру ствола скважины. Горизон- тальная скважина является способом механического образо- вания трещины в желаемое направление с желаемой длиной. Напротив,, при обычном стимулировании скважины управле- ние направлением индуцированных трещин практически не- возможно. Как отмечено выше, в коллекторах с естественны- ми трещинами искусственные трещины будут, вероятнее все- го, параллельны направлению естественных трещин, что ос- ложняет пересечение нескольких трещин и, в свою очередь, снижает эффективность их дренирования. Тем не менее, все- гда можно выбрать направление ствола горизонтальной сква- жины перпендикулярным направлению естественных трещин и эффективно дренировать скважину. Таким образом, горизонтальные скважины имеют очевид- ные преимущества перед обычными вертикальными с гидро- разрывом пластов. В любом случае при планировании работ по гидроразрыву пласта одним из вариантов заканчивания сква- жины должен рассматриваться вариант бурения горизонталь- ного ствола. Основной недостаток горизонтальных скважин - их высокая стоимость по сравнению со стоимостью гидрораз- рыва пласта. ТИПЫ ТРЕЩИН В коллекторе трещины, искусственные или ин- дуцированные, подразделяются на три различные категории, а именно: бесконечно проводимые трещины, трещины с одно- родным потоком, и конечно проводимые трещины. Приведен- ные определения допускают, что после стимулирования трещи- ны распространяются из вертикального ствола в двух диамет- рально противоположных направлениях (см. рис. 5-1). Каждое крыло трещины имеет длину xf, и трещина является полностью проникающей, т. е. она полностью пересекает высоту коллек- тора. 130
БЕСКОНЕЧНО ПРОВОДИМЫЕ ТРЕЩИНЫ Бесконечно проводимыми являются такие тре- щины, которые не имеют потерь давления внутри себя. Таким образом, во всей длине трещины давление остается одним и тем же. Это условие математически требует, чтобы максималь- ный расход жидкости на входе в трещину приходился на края трещины, а минимальный расход жидкости на входе в трещи- ну приходился на центр трещины, то есть непосредственно в вертикальном стволе скважины. Эффективный радиус ствола скважины с бесконечно проводимыми полностью проникаю- щими трещинами определяется как: г/ = L/4 = х/2 для (х/хе) < 0.3 (5-1) где: rw' - эффективный радиус ствола скважины, футы L - общая длина трещины, футы xf - полудлина трещины, футы хе - полудлина стороны площади дренирования, футы. ТРЕЩИНЫ С ОДНОРОДНЫМ потоком В этом случае непосредственно внутри трещи- ны существует определенное падение давления. Однако жид- костный входящий поток является постоянным по всей длине трещины. Это граничное условие требует максимального дав- ления на краях трещины и минимального давления в центре трещины, то есть в центре вертикального ствола скважины. Многие водонагнетательные скважины имеют трещины с од- нородным потоком. Эффективный радиус ствола скважины с трещинами с однородным потоком определяется как: г/ = £/(2е) = xf/e (5-2) где е — основание натурального логарифма, равное 2.718. КОНЕЧНО ПРОВОДИМЫЕ ТРЕЩИНЫ Большинство индуцированных трещин имеют конечную проводимость или пропускную способность пото- ка, если, конечно, проницаемость коллектора не очень низка. (Индуцированная трещина в низкопроницаемом коллекторе проявляет бесконечную проводимость.) Как показано на ри- сунке 5-2, пропускная способность проппанта (раскли- нивающий наполнитель), выраженная в мД-футах, зависит от типа проппанта. Рисунок показывает типичные лабора- 9* 131
торные данные замеров проводимости трещин. Как показано на рисунке, обычный (Jordan) песчаный проппант обеспечи- вает проводимость порядка 200 мД-фут, в то время как покры- тый смолой песок обеспечивает проводимость порядка 1000 мД- фут. Другие расклинивающие агенты, как Interprop Plus или глинозем, обеспечивают проводимость порядка 3000 мД-фут. Безразмерная величина проводимости трещины FCD опреде- ляется как: Fcd = W(^r) (5-3) где: kf - проводимость трещины, мД bf - ширина трещины, футы к ; проницаемость породы, мД xf - полудлина трещины, футы (xz = L/2) L - общая длина трещины, футы Как только значение FCD известно, можно пользоваться ри- сунком 5-4 или 5-5 для определения эффективного радиуса ствола скважины с конечно проводимыми трещинами. Для значений Fcd меньше, чем 0.1, может использоваться следующее уравне- ние для определения эффективного радиуса ствола скважины: г/ = 0.2807 kpf/k (5-4) Рис. 5-4. Соотношение между эффективным радиусом скважины, 1/2 длины и безразмерной проводимостью трещины. 132
Рис. 5-5. Соотношение между эффективным радиусом скважины, 1/2 длины и безразмерной проводимостью трещины. ЭФФЕКТИВНЫЙ РАДИУС СТВОЛА СКВАЖИНЫ С КОНЕЧНО ПРОВОДИМЫМИ ТРЕЩИНАМИ Для определения безразмерного значения про- водимости трещины Fcd по уравнению (5-3) необходимо знать четыре параметра. Большинство компаний, производящих ра- боты по гидроразрыву пласта, имеют руководства по выбору проппанта, позволяющие по различным диаграммам для опре- деленной пропускной способности потока трещины kpf вы-брать соответствующий проппант. На рисунке 5-6 показана типич- ная диаграмма, представленная компанией по гидроразрыву пластов. Таким образом, выбирая проппант, можно определить значение kpf. Для определения значения FCD также необходи- мо знать значение полудлины трещины xf. Как отмечено выше, вообще имеется значительное различие между полудлиной тре- щины, определенной при проектировании работ по гидрораз- рыву пласта, и полудлиной, рассчитанной по итогам испыта- ния скважины. Инженер должен использовать локальный опыт, чтобы установить корреляцию между значениями проектной и расчетной полудлины трещины. Если эффективная длина тре- щины определена, то для известной проницаемости коллекто- ра к безразмерное значение проводимости разрыва FCD может 133
быть определено по уравнению (5-3). Для определения эффек- тивности проведения работ по гидроразрыву пласта могут ис- пользоваться следующие критерии: 1. Fcd < 10 неэффективная стимуляция 2. 10 < Fcd < 50 хорошая стимуляция 3. Fcd > 50 отличная стимуляция Уравнение (5-3) и рисунки 5-4 и 5-5 показывают, что для 134
фиксированного типа проппанта и фиксированной проницае- мости коллектора при увеличении значения полудлины трещи- ны значение FCD уменьшается, и отношение rw'/xf увеличивает- ся. (Для бесконечно проводимых трещин, как видно из уравне- ния (5-1) и рисунков 5-4 и 5-5, отношение rw'/xf равно 0.5). Та- ким образом, после определенного значения длины дальней- шее ее увеличение не обязательно приведет к значительному увеличению эффективного радиуса ствола скважины rw’ и, сле- довательно, не приведет к значительному увеличению про- дуктивности скважины. Другими словами, очевидно, что длин- ные трещины обеспечивают более высокую продуктивность скважины по сравнению с короткими трещинами. Однако до- полнительное увеличение продуктивности скважины уменьша- ется по мере того, как конечно проводимые трещины стано- вятся длиннее и длиннее. Это происходит потому, что суще- ствует падение давления непосредственно внутри трещины, которое может быть сравнимо с потерями давления в коллек- торе, приводящее к снижению дополнительного увеличения продуктивности скважины с увеличением длины трещины. Следующий пример может служить подтверждением этого положения. ПРИМЕР 5-1 Нефтяной коллектор, имеющий проницаемость 4 мД, дол- жен разрабатываться на территории площадью 80 акров. Пре- дусматривается стимулирование скважины с использованием в качестве проппанта покрытого смолой песка (кД = 984 мД- фут). Предполагаемые работы по гидроразрыву пласта могут быть проведены таким образом, чтобы создать трещины, име- ющие полудлину 200-, 400- и 600 футов. Вычислить установив- шуюся продуктивность скважины для каждого из проектов длины трещины и сравнить полученные данные с продуктив- ностью нестимулируемой вертикальной скважины. Дано h = 50 футов fa = 0.7 сП Во = 1.1 RB/STB rw = 0.3 фута Ф = 19 % Решение 1. Для полудлины трещины xf = 200 футов. FCD = kfbf/(kxf) = 984/(4x200) = 1.23 135
Из рис. 5-4 для значения FCD = 1.23, rw'/xf = 0.22 rw' = 0.22x200 = 44 фута. Для 80-акровой площади: ге = 780x43,560/я: =1053 фута. Лас = O.OO7O78kh/(jUo Во)/ ln(re/V) = 0.58 STB/(day-psi) Jfrac/Jv = ln(re/rj/ ln(re/r/) = 2.57 2. Для полудлины трещины xf = 400 футов. Fcd = W(^/) = 984/(4x400) = 0.615 Из рисунка 5-4: rw'/xf = 0.14 rw' = 0.14x400 = 56 футов. J[rac O.OO7O78kh/(/io Bo)/ \n(re/rw') = 0.63 STB/(day-psi) Jfrac/Jv = \n(re/rw)/ ln(re/rj = 2.78 3. Для полудлины трещины xf = 600 футов. Fcd = W(*xJ = 984/(4x600) = 0.41 Из рисунка 5-4: rw7xf = 0.097 rj = 0.097x600 = 58 футов. Jfrac = 0.007078kh/(W) Bo)/ ln(re/r/) = 0.634 STB/(day-psi) Jfrac/Jv = ln(re/rj/ Infr/r^') = 2.82 Вышеприведенный пример показывает, что с увеличением полудлины трещины от 200 до 400 и до 600 футов значения индекса продуктивности скважины составили соответственно 2.57, 2.78 и 2.82. Это доказывает, что для определенного типа проппанта с увеличением длины трещины темп приращения продуктивности скважины снижается. Значения FCDt полученные в данном примере, даже для тре- щины длиной 200 футов низкие. На практике следовало бы проектировать гидроразрыв пласта с длиной трещины менее 200 футов или использовать проппант с проводимостью более 1000 мД-фт. ПРИМЕР 5-2 Предполагается разрабатывать нефтяной коллектор на тер- ритории площадью 160 акров. По данным эксплуатации пре- дыдущих скважин, проницаемость коллектора изменяется в пре- делах от 0.1 до 1.0 мД. (Предполагается, что в некоторых мес- тах проницаемость может достигать 10 мД). Радиус дренирования, ге = 1490 футов (для площади дрени- рования 160 акров); 136
h= 100 футов Bo = 1.2 RB/STB /А, = 0.4 сП ф = 0.11 rw = 0.3 фута Для увеличения продуктивности скважин необходимо про- вести их стимуляцию. Опыт стимулирования скважин на ана- логичном месторождении показывает, что расчетное значение полудлины трещины при использовании в качестве проппанта песка Jordan составляет приблизительно половину проектной длины трещины. Проектное значение для полудлины трещины для песка Jordan в качестве проппанта (кД = 230 мД-фт) со- ставляет 400 футов. Нужно сравнить увеличение продуктивно- сти по сравнению с вертикальной скважиной для проницаемо- сти коллектора 0.1 мД, 1.0 мД, 10 мД. Решение 1. Для проницаемости коллектора 0.1 мД. Pcd = kfbf/(kxf) = 230/(0.1x200) =11.5 Из рисунка 5-4 для FCD = 11.5: rw'/xf = 0.44 г/ = 0.44x200 = 88 футов. 2. Для проницаемости коллектора 1.0 мД. Fcd = kfi/ikXf) = 230/(1x200) =1.15 Из рисунка 5-4 для FCD = 1.15 : rw7x{ = 0.185 rj = 0.185x200 = 37 футов. 4а</Л = Inf/e/r,,)/ 1п(Ге/г„') = 2.3 3. Для проницаемости коллектора 10 мД. FCD = W(*xz) = 230/(10x200) = 0.115 Из рисунка 5-4 для FCD = 0.115: rw7xf = 0.028 rw' = 0.028x200 = 5.6 фута. = ln(re/rj/ 1п(Ге/г„') = 1.5 Вышеприведенные результаты ясно показывают, что в вы- сокопроницаемом коллекторе очень трудно получить значитель- ное увеличение продуктивности скважины путем гидроразры- ва пласта. Рисунок 5-7 показывает переходную эффективность конечно проводимых трещин. Из рисунка видно, что со време- нем конечно проводимая трещина со значением FCD >10 может вести себя как бесконечно проводимая трещина той же самой длины. Другими словами, большинство простимулированных вертикальных скважин могут быть представлены либо беско- 137
10 10-5 10ч 10-3 10-2 10-1 1 безразмерное время, tDxf Рис. 5-7. Неустановившаяся проводимость вертикальных скважин с конечной проводимостью трещин.
нечно проводимой моделью, либо моделью с однородным по- током. Таким образом, для целей моделирования каждый име- ет две возможности: (1) вычислить FCD и затем использовать рисунок 5-7 для определения эффективности скважины; (2) вычислить Fcd и при помощи рисунков 5-4 или 5-5 вычислить эквивалентный эффективный радиус ствола скважины и экви- валентную длину бесконечно проводимой трещины и исполь- зовать бесконечо проводимую модель для будущих проектных работ. Короче говоря, можно корректировать проводимость трещины (или ее поточную пропускную способность), полу- длину трещины, или и то и другое вместе для оценки предпо- лагаемой добычи. СРАВНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И КОНЕЧНО ПРОВОДИМЫХ ТРЕЩИН Рисунки 5-8 -5-11 представляют сравнение про- дуктивностей горизонтальных скважин и вертикальных про- стимулированных скважин с полностью проникающими тре- дпина горизонтальной скважины или трещины, фт. Рис. 5-8. Сравнение продуктивностей горизонтальных и стимулированных вертикальных скважин. 139
Рис. 5-9. Сравнение продуктивностей горизонтальных и стимулированных вертикальных скважин. щинами той же длины. При этом потери продуктивности, обус- ловленные частичным проникновением трещин, игнорируют- ся. Сравнение основано на индексе продуктивности для уста- новившегося потока для горизонтальных и вертикальных про- стимулированных скважин, то есть для сравнения использова- лись уравнения (2-10) и (2-11). Сравнения сделаны для площа- ди дренирования 160 акров для следующих переменных: 1. Проницаемость коллектора: 1 и 10 мД 2. Длина горизонтального ствола и трещины: от 100 до 1600 футов. 3. Высота коллектора: 35, 100, 165 футов. 4. Отношение вертикальной проницаемости к горизонталь- ной, 0.1, 0.5 и 1.0. 5. Типы трещин: бесконечно проводимые, с однородным потоком, конечно проводимые со значениями kfbf = 118, 230, 984 и 3412 мД-фт. Сравнение горизонтальных скважин и вертикальных с гид- роразрывом пласта скважин ограничивается длиной 1600 фу- тов. Конечно, можно пробурить горизонтальный ствол длиной 140
Рис. 5-10. Сравнение продуктивностей горизонтальных и стимулированных вертикальных скважин. более 1600 футов. С другой стороны, длина трещин, получен- ная по результатам испытания скважин, обычно составляет приблизительно 200 футов (бесконечно проводимых). Интен- сивные работы по гидроразрыву пласта могли бы создать тре- щины с полудлиной 800 футов, т.е. 1600 футов общей длины. В представленном сравнении проводимость трещин для различных видов стимулирования представлена как kfbf = 118 мД-фт для кислотной обработки, kfbf = 230 мД-фт. для песка Jordan, kfbf = 984 мД-фт для покрытого смолой песка и kfbf = = 3412 для Mullite (20/40 средней прочности Interprop™ plus). Для соответствующей обработки пласта, полудлины трещины, проницаемости коллектора безразмерное значение проводи- мости трещины (Fcd) определялось с помощью уравнения (5-3). Для значений FCD больше, чем 0.1, для вычисления эффектив- ного радиуса ствола скважины rw' соответствующей обработки пласта использовался рисунок 5-4. Для низкопроницаемых коллекторов (к < 0.1 мД) горизон- тальное бурение может очень успешно конкурировать со стан- дартными методами гидроразрыва пласта. Конечно, это допус- кает возможность получения длинных трещин. (Вообще трудно 141
длина горизонтальной скважины или трещины, фт. 5-11. Сравнение продуктивностей горизонтальных и стимулированных вер- тикальных скважин. получить длинные трещины в коллекторе с низкой проницаемо- стью) . Везде, где трудно получить протяженные трещины путем гидроразрыва пласта, бурение длинного горизонтального ствола является альтернативным вариантом заканчивания скважины. Из рисунков 5-9 и 5-11 видно, что для коллекторов с прони- цаемостью более 10 мД, стандартный гидроразрыв пласта име- ет минимальное влияние на увеличение продуктивности сква- жины. Как отмечено ранее, это вызвано потерями давления непосредственно внутри трещины, которые сопоставимы с потерями давления в коллекторе. Напротив, с помощью гори- зонтальной скважины можно достичь значительного увеличе- ния продуктивности скважины путем бурения горизонтальных стволов такой длины, при которой вертикальная проницаемость достаточно высока (kv/kh > 0.1). Из рисунков 5-8 - 5-11 можно определить минимальную длину горизонтального ствола, тре- буемую для получения такой же продуктивности скважины, как при стандартном стимулировании коллектора. Важно обратить внимание на то, что в рисунках 5-8 - 5-11 трещины были приняты полностью проникающими, и потери проводимости трещины, обусловленные неполной высотой трещины, игнорировались. 142
Другой метод сравнения горизонтальных скважин с верти- кальными скважинами с проведенным гидроразрывом пласта заключается в расчете эффективного радиуса простимулиро- ванного ствола вертикальной скважины, требуемого для полу- чения такой же продуктивности скважины, как при бурении горизонтальной скважины. Это может быть выполнено с по- мощью следующих уравнений: < =гет(Л/2)/[а + 7а2-(^/2)2][ДЛ/(2ги,)]^А/£) (5-5) а также г/ = тх, (5-6). В представленных уравнениях т = 0.5 для бесконечно проводимой вертикальной трещины. Дополнительно, rw' - эф- фективный радиус ствола вертикальной скважины с гидрораз- рывом пласта в футах, а рассчитывается по уравнению 3-11, rev - радиус дренирования вертикальной скважины с гидроразры- вом в футах, Р определяется как y]kh/kv. Это уравнение пока- зывает, что для низкопроницаемого коллектора экономичес- кая эффективность горизонтальной скважины в значительной степени зависит от анизотропии коллектора, т.е. от значения Р = y]kh/kv. Для высоких значений Д т.е. для коллекторов с низ- кой вертикальной проницаемостью, для вертикальной скважи- ны требуются короткие трещины, чтобы продуктивность вер- тикальной скважины соответствовала продуктивности горизон- тальной. Рисунок 5-12 показывает размеры полудлины трещин, обеспечивающих такую же продуктивность, как и горизонталь- ная скважина. Эти размеры были рассчитаны для значений Fcd = 1.6, 10 и 150 соответственно. Рисунок ясно показывает, что в тонких коллекторах и в коллекторах с высокой верти- кальной проницаемостью, т.е. имеющих низкие значения ph, вертикальные скважины с гидроразрывом пласта должны иметь очень длинные трещины для того, чтобы иметь такую же про- дуктивность, как и горизонтальная скважина. ПРИМЕР 5-3 Для увеличения продуктивности низкопроницаемого кол- лектора предполагается бурение горизонтальной скважины длиной 2000 футов. Альтернатива - проведение гидроразрыва пласта в вертикальной скважине с использованием песка Jordan (kfbf = 230 мД-фт) в качестве проппанта. Нужно рассчитать эквивалентную полудлину трещины в вертикальной скважине, при которой продуктивность вертикальной скважины будет 143
Рис. 5-12. Необходимая полу длина эквивалентной трещины в вертикальной скважине, равноценная по продуктивности горизонтальной скважине. соответствовать продуктивности горизонтальной скважины. Параметры коллектора следующие: rev = 1490 футов (площадь 160 акров) rw = 0.365 фт. к = 0.05 мД h = 50 фт. kv/kh =0.1 Решение Ph = jkhlkv = 71/0.1 =3.162 ph =3.163x50 фт. = 158.1 фута. Используя выражение (3-11), определим значение а: а = О.5ЦО.5 + 7o.25 + (2rev/L)4 ]05 =1666 футов. Используя выражение (3-26) определим эффективный ра- диус ствола горизонтальной скважины rw': < =rev(L/2)/[a + 7a2-(£/2)2][ДЛ/(2ги,)]^А/г) =325 Футов Для песка Jordan значение kfbf = 230 мД-фт. Таким обра- зом, из уравнения (5-3) : Fcd = kfbf/(kxf) = 230/(0.05*,) = 4600/*, 144
Значение xf определяется путем проб и ошибок. Процеду- ра включает следующие шаги: 1. Принимается xf. 2. Вычисляется FCD. 3. Используя рисунок 5-4, определяется значение rw7xf. 4. Снова определяется xf для rw' = 325 футов и полученное значение сравнивается с принятым значением. 5. Повторять расчеты до тех пор, пока принятое и рассчи- танное значения х{ не будут приблизительно одинаковыми. Эти шаги иллюстрируются ниже. Принятое значение х(, футы ^CD rw7xz Рассчитанное значение xf, футы 500 9.2 0.42 774 1000 4.6 0.37 878 800 5.75 0.35 822 Таким образом, при использовании в качестве проппанта песка Jordan эквивалентная полудлина трещины, при которой продуктивность вертикальной скважины будет соответствовать продуктивности горизонтальной скважины, равна приблизи- тельно 800 футов. Как видно из таблицы, значение FCD при этом равно 5.75, что является низким значением. Было бы луч- ше использовать покрытый смолой песок или другой материал более высокой пропускной способности потока трещины, чем песок Jordan. Это уменьшило бы необходимую полудлину тре- щины, требуемую, чтобы соответствовать продуктивности го- ризонтальной скважины. Получить полудлину трещины 800 футов может быть достаточно трудно, хотя это зависит от ме- стных условий. РЕЗЮМЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ В действительности очень сложно получить бес- конечно проводимые трещины длиной более 200 - 300 футов. Получение бесконечно проводимых, полностью проникающих трещин осложнено проникновением проппанта, побочных мел- ких частиц, оседанием проппанта, побочным влиянием жидко- сти гидроразрыва. По крайней мере, в принципе, длинные гори- зонтальные скважины аппроксимируют бесконечно проводимые трещины, и, кроме того, можно бурить горизонтальные скважи- 10 Заказ 61 145
ны длиной 2000, 3000 и даже 5000 футов. Таким образом, гори- зонтальные скважины могут использоваться для увеличения продуктивности скважин, пробуренных как в низкопроницае- мом, так и в высокопроницаемом коллекторах. Недостаток го- ризонтальных скважин - их высокая стоимость по сравнению со стоимостью работ стимуляции вертикальной скважины. В заключение важно обратить внимание на то, что хотя горизонтальные скважины представляют бесконечно проводи- мые трещины, на практике пробуренные горизонтальные сква- жины могут нуждаться в некотором виде очистки. Это может быть либо просто свабирование, либо промывка, незначитель- ная кислотная обработка, матричная кислотная обработка, или ограниченная кислотная обработка с гидроразрывом, в зави- симости от локального опыта добычи. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ В настоящее время в США в естественно-тре- щиноватых коллекторах, таких, как Austin Chalk в Техасе, и Bakken Shale в Северной Дакоте, пробурено несколько гори- зонтальных скважин. Austin Chalk - сильно-трещиноватый кол- лектор со множеством больших трещин. Bakken Shale - низко- проницаемый коллектор с проницаемостью около 0.2 мД. Мно- жество вертикальных скважин, пробуренных в этих двух кол- лекторах, были экономически неэффективны, вероятно пото- му, что искусственные трещины, созданные из вертикального ствола скважины, были параллельны естественным трещинам. Путем бурения горизонтальных скважин, ствол которых пер- пендикулярен естественным трещинам, можно пересечь не- сколько естественных трещин и дренировать их эффективно. Типичное улучшение продуктивности горизонтальной скважи- ны в Austin Chalk показано на рисунке 3-12. Из рисунка ясно видно, что с увеличением длины ствола горизонтальной сква- жины увеличивается продуктивность скважины. Кроме того, на рисунке 3-12 можно соединить две точки, находящиеся выше средней линии. Прямая линия, проведенная через эти точки, вероятно, отражает кривую эффективности, когда горизонталь- ный ствол пересекает заполненные нефтью трещины каждые 250 - 300 футов. С другой стороны, если провести прямую ли- нию через три точки, находящиеся ниже средней линии, то такая прямая, вероятно, отражает кривую эффективности, когда 146
горизонтальный ствол пересекает заполненные нефтью тре- фины каждые 600 футов. Успех горизонтальных скважин в труднобуримом коллекторе Austin Chalk доказывает, что в та- ких неоднородных коллекторах большое количество нефти может оставаться неизвлеченным, и только бурение горизон- тальных скважин может помочь извлечь эти запасы. Может быть интересно обратить внимание на то, что по- добно вертикальным скважинам с гидроразрывом пласта, го- ризонтальные скважины имеют более высокое значение kh, чем вертикальные нестимулируемые скважины. (Значение kh может быть определено или путем анализа данных испытания скважины, или путем анализа кривой снижения продуктивно- сти скважины). Если значение высоты коллектора h фиксиро- вано, единственный параметр, который мог бы увеличиться - к, проницаемость коллектора. В естественно-трещиноватых кол- лекторах простимулированные вертикальные скважины, как и вертикальные скважины, пересекают естественные трещины, что приводит к увеличению эффективной проницаемости. При бурении горизонтальной скважины увеличение эффективной проницаемости может быть значительно выше по сравнению с вертикальной скважиной с гидроразрывом. Таким образом, длинные горизонтальные скважины, про- буренные перпендикулярно направлению естественных тре- щин, могут значительно увеличить продуктивность скважины. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ С ГИДРОРАЗРЫВОМ ПЛАСТА При следующих обстоятельствах можно рассматривать воз- можность стимулирования горизонтальных скважин: 1. В низкопроницаемых коллекторах для увеличения объе- ма дренирования. 2. В коллекторах с низкой вертикальной проницаемостью, где искусственные вертикальные трещины увеличивают вер- тикальную проницаемость, и, таким образом, увеличивается продуктивность скважины. 3. В многослойном коллекторе для создания вертикальных трещин вдоль ствола скважины, соединяя таким образом раз- личные продуктивные зоны на различных глубинах. 4. В зацементированной горизонтальной скважине с целью восстановления сниженной продуктивности горизонтальной скважины. Условия бурения и заканчивания могут требовать
проведения цементирования ствола горизонтальной скважи- ны. Путем создания трещин вдоль зацементированного ствола горизонтальной скважины можно достичь как минимум такой же продуктивности, как и для горизонтальной скважины с от- крытым стволом. 5. В ситуациях, когда достигнутая продуктивность горизон- тальной скважины не может быть достаточной. Одна из основных причин стимулирования горизонтальной скважины - увеличение вертикальной проницаемости. Идеаль- но созданные трещины должны быть перпендикулярны гори- зонтальному стволу скважины в вертикальной плоскости. На- правление трещины, получаемое из горизонтального ствола скважины, является таким же, как и для вертикальных сква- жин, т.е. параллельно плоскости минимального глав- ного напряжения. Следовательно, если горизонталь- ная скважина бурится вдоль направления минимального глав- ного напряжения, то полученные трещины будут перпендику- лярны стволу горизонтальной скважины, как это показано на рисунке 5-13. Однако если горизонтальная скважина бурится вдоль направления максимального главного напряжения, то по- лученные трещины будут параллельны стволу горизонтальной скважины. Это показано на рисунке 5-14. Таким образом, если предполагается стимули- рование горизонтальной сква- жины, важно учитывать мест- ное направление напряжений. В программах по увеличению добычи нефти (EOR) искусст- венные трещины, перпендику- лярные стволу горизонтальной скважины, оказывали бы от- рицательный эффект на про- дуктивность скважины. В настоящее время локаль- ные направления напряжения могут быть оценены с исполь- зованием следующих методов: 1. Микрогидроразрыв. В процессе бурения порода под- вергается микрогидроразрыву с использованием в качестве жидкости гидроразрыва буро- вого раствора, как показано на Рис. 5-13. Трещины, расположенные перпендикулярно горизонтальной 148
рисунке 5-15, и затем ориенти- рованный керн извлекают на поверхность. Полученная микротрещина указывает на- правление инду- цируемых тре- щин. Рис. 5-14. Трещины, расположенные параллельно горизонтальной скважине. Рис. 5-15. Технические средства для создания микротрещин и определения локальных напряжений и направления создаваемых трещин. 149
2. Релаксация напряжения. В этом случае в скважине отбирается керн под давлением, и отобранный, сориентиро- ванный, находящийся под давлением керн извлекается на поверхность с поверхностной температурой и давлением. Из- за релаксации напряжения форма керна изменится на по- верхности: максимальное увеличение размера будет соответ- ствовать направлению максимального напряжения, минималь- ное же увеличение размера будет соответствовать направле- нию минимального главного напряжения. (Практичес- ки отбор сориентированного керна может быть дорогой опе- рацией. Кроме того, не всегда просто извлечь сориентиро- ванный керн). 3. Каверномер. В некоторых случаях возможно идентифи- цировать направления напряжений с помощью кавернограмм ствола скважины. Довольно часто вертикальный ствол пробу- ренной скважины не является круглым, а чаще всего имеет сильно выраженную эллиптическую форму, что связано с раз- личными значениями напряжений в горизонтальной плоско- сти. Считается, что максимальный размер ствола скважины соответствует направлению минимального напряжения, а ми- нимальный размер ствола скважины соответствует направле- нию максимального напряжения. Чтобы идентифицировать форму ствола скважины, требуется инструмент с четырьмя рычагами. Инструментом может быть как каверномер, пред- почтительно с ориентацией, так и пластовый наклономер. Таким образом, для определения направлений максималь- ного и минимального главного напряжения могут исполь- зоваться вышеупомянутые три метода. Схема длинной гори- зонтальной скважины с многочисленными трещинами вдоль ствола представлена на рисунке 5-16. Увеличение установив- шейся продуктивности скважины для горизонтальной скважи- ны с гидроразрывом показано на рисунке 5-17. Как показано на рисунках 5-18 и 5-19, числовые моделирования дают похо- жие результаты. По мере увеличения количества трещин вдоль направления ствола горизонтальной скважины продуктивность скважины увеличивается. При решении вопроса многочис- ленных трещин вдоль ствола скважины проще представить каждую секцию горизонтальной скважины с гидроразрывом как вертикальную скважину с гидроразрывом, имеющую не- которые дополнительные потери давления. Дополнительные потери давления обусловлены трещинами, перпендикулярны- ми скважине. Это отличается от вертикальной скважины, где трещины располагаются вдоль ствола скважины. Дополнитель- ные потери давления, обусловленные перпендикулярными к 150
Рис. 5-16. Схема горизонтальной скважины с множеством трещин. О 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 безразмерная длина трещины, 2x/D Рис. 5-17. Сравнительные производительности интенсифицированных и неинтенсифицированных горизонтальных скважин. 151
„ 2x,=1 312ft(400m) L = 656ft(200m) 1 2ye = 1312ft(400m) h = 558ft(170m) I I I I I....... 0 0.125 0.250 0.375 0.500 x/L Рис. 5-18. Сравнение продуктивностей горизонтальной скважины с трещинами и вертикальной скважины. скважине трещинами, представляются как дополнительный скин-фактор по формулам, представленным ниже: Apskin = (141.2qB0/z/(kh))(kh/(kA))[ln(h/2rJ - (я/2)] (5-7) (sch)c = (kh/(kA))[ln(h/2rJ - я/2] (5-8) где ($сЛ)с - скин-эффект, обусловленный ограниченным контак- том трещина/скважина 152
q - добыча нефти, STB/day Др - потери давления, psi к - проницаемость, мД rw - радиус ствола скважины, футы h - высота коллектора, футы kf - проницаемость трещины, мд bf - ширина трещины, футы число трещин Рис. 5-19. Суммарная продукция, полученная из горизонтальных скважин с трещинами. Основные факторы, определяющие оптимальное количество трещин вдоль направления ствола скважины, - затраты и вре- мя, требуемое для пересечения трещин друг с другом. Если одна трещина пересекает другую, то они будут дренировать одну и ту же продуктивную зону, снижая тем самым свою эффективность. 153
Можно оценить число вертикальных трещин, необходимых для получения такой же продуктивности для горизонтальной скважины с гидроразрывом, как ожидаемая для горизонталь- ной необсаженной скважины, законченной открытым стволом. Конечно, цель горизонтальной скважины заключается в уве- личении контактной поверхности с коллектором. Когда гори- зонтальная скважина цементируется, расширение контакта с коллектором теряется и, таким образом, может возникнуть необходимость в стимулировании вдоль ствола скважины для восстановления контакта с коллектором. Количество бесконечно проводимых трещин п, требуемое для получения продуктивно- сти скважины, соответствующее необсаженному стволу, опре- деляется ^использованием следующих уравнений: 1 + V1 + 4P (5-9) (5-Ю) P=y/khlkv (5-12) а определяется по уравнению (3-11). ПРИМЕР 5-4 Горизонтальная скважина длиной 1000 футов бурится на участке площадью 80 акров (геЛ = 1053 фута) в нефтяном кол- лекторе с низкой проницаемостью (к = 0.03 мД) - толщиной 50 футов. Предполагается индуцирование многократных вер- тикальных трещин вдоль ствола горизонтальной скважины, имеющих значение полудлины 100 футов. Горизонтальная скважина обсажена и селективно проперфорирована. Нужно рассчитать минимальное количество бесконечно проводимых вертикальных трещин, требуемое для получения продуктив- ности необсаженной и без гидроразрыва горизонтальной сква- жины. Дано: ky/kh = 0.1 rw = 0.365 фут. 154
Решение. fi = Jkh!kv = 3.162________ a = 0.5L[0.5 + 7o.25 + (2reA/L)4]0'5 =1114 футов Из уравнения (5-11): C = ln a + yla2-(L/2)2 LI2 ^rw 1114 + Jl 1142-(1000/2)2 1000/2 3.162x50Y (3.162x50^1 --------- In --------- 1000 ) 1^ 2x0.365 J = 1.44 + 0.85=2.29 Из уравнения (5-10): M _ 1000ХЯ _313 4Cxz 4x2.29x100 Из уравнения (5-9): n = 1 + ^+4Z) = (1+-71 + 4x3.43)/2 = 2.4 « 3 Таким образом, требуется по крайней мере три бесконечно проводимых трещины с полудлиной 100 футов для получения такой же продуктивности зацементированной горизонтальной скважины, какую имеет горизонтальная скважина с открытым стволом. Для дальнейшего увеличения продуктивности сква- жины можно увеличить число трещин. Дополнительное увели- чение продуктивности в этом случае будет зависеть от време- ни, требуемого для взаимного пересечения трещин. ПОЛЕВОЙ ОПЫТ К настоящему времени было простимулирова- но путем гидроразрыва пласта несколько горизонтальных сква- жин. Газовая скважина в Северной Вирджинии была законче- на спуском хвостовика с наружным пакером и окнами. Вдоль 155
ствола скважины было индуцировано несколько трещин. Под- робности об этой скважине включены в главу 9. В Датском секторе Северного моря, на месторождении Dan были пробу- рены и простимулированы горизонтальные скважины длиной от 1000 до 3000 футов. Коллектор - низкопроницаемый мел - имел подошвенную воду и в некоторых случаях газовую шап- ку. Эффективная толщина коллектора в месте бурения гори- зонтальных скважин варьировала от 400 до 700 футов. Обычно скважины, пробуренные в Maastrichtian меле, подвергаются только кислотному гидроразрыву, в то время как скважины, пробуренные на месторождении Dan в коллекторе с меньшей проницаемостью, подвергались гидроразрыву с использовани- ем проппанта. Первая скважина MFB-14, а точнее MFB-14B (длиной 1097 футов), должна была буриться в Maastrichtian меле и стимули- роваться с помощью кислотной обработки. Однако наклон кол- лектора оказался на один градус больше, чем ожидалось. В связи с этим 2/3 ствола из общей длины 1097 футов были пробуре- ны в верхнем Danian меле вместо нижнего, более мягкого Maastrichtian мела. Первоначально планировалось использовать только кислотную обработку коллектора. Однако, так как сква- жина была пробурена в более твердом меле, кислотная обра- ботка одной зоны показала, что скважина не будет иницииро- вана без расклинивания трещин. Таким образом, начальный план заканчивания скважины был изменен, и скважина под- верглась гидроразрыву с расклиниванием трещин. Это приве- ло к увеличению времени заканчивания с 28 до 40 дней. Уста- новившаяся продуктивность этой скважины составила в 1.8 раза больше обычной скважины, что являлось половиной ожидаемой продуктивности. Каротаж показал, что 60% прито- ка приходилось на первую трещину, 20% - на вторую и 20% - на оставшиеся три трещины. На основе опыта бурения скважины MFB-14 скважины MFB-15 длиной 2500 футов и MFB-13 длиной 2600 футов были пробурены в Maastrichtian меле и простимулированы с помо- щью гидроразрыва пласта и кислотной обработки. Схемы сква- жин, их продуктивность и компановки, используемые для сти- мулирования скважин, представлены на рисунках 5-20 - 5-22. Важно отметить, что из 41 продуктивной скважины месторожде- ния Dan 25% добычи приходится на три горизонтальные сква- жины с мультитрещинами. Стоимость одной горизонтальной скважины с мультитрещинами составляет 12 миллионов дол- ларов США, в то время как стоимость обычной скважины - 6 миллионов долларов США. Средняя стоимость подготовки 156
Рис. 5-20. Траектории горизонтальных скважин на месторождении Dan, акватория Дании (числа на осях X и Y в футах). скважины к бурению на морском месторождении Dan состав- ляет 7.5 миллиона долларов США. Таким образом, общая сто- имость горизонтальной скважины - 19.5 миллиона долларов, а обычной - 13.5 миллиона долларов. Следовательно, если про- дуктивность горизонтальной скважины в 1.4 раза больше, чем 157
обычной, горизонтальные скважины являются экономически целесообразными. интенсификация с использованием разбуриваемых пробок Рис. 5-21. Схема устройств для интенсификации работы горизонтальных скважин, используемых на месторождении Dan, Северное море. 158
Рис. 5*22. Производительность горизонтальных скважин с трещинами на месторождении Dan, Северное море. На рисунке 5-23 представлена схема горизонтальной сква- жины длиной 1620 футов, пробуренной в коллекторе нижний Spraberry на западе Штата Техас. Скважина была закончена частично: (8320 - 9905 футов) зацементированный хвостовик, (9905 - 9948 футов) открытый ствол. Участок скважины с от- крытым стволом был оставлен потому, что спуск хвостовика диаметром 5 1/2 дюйма в горизонтальный ствол диаметром 8 1/2 дюйма был затруднен. (Два центратора диаметром 7 1/2 дюйма были установлены на каждом соединении хвостовика в месте начала набора кривизны и горизонтальной секции.) В хвостовой части ствола скважины были сындуцированы 5 тре- щин с использованием песка 20-40 Brady и покрытого смолой песка. Общее количество песка, закачанного в скважину, со- ставило 1408000 фунтов. Давления при создании трещин были следующие: Интервал, футы (MD) Открытый ствол 9563-9567 9063-9067 8694-8698 8320-8324 Давление, psi 3167 1506 3296 1559 3140 159
Рис. 5-23. Схема горизонтальной скважины с трещинами в породе Spraberry, Техас. Разброс давлений указывает, что были индуцированы пять индивидуальных трещин. Дополнительно вышеупомянутые дан- ные показывают гетерогенность коллектора с проницаемостью 2.6 мД вдоль ствола скважины длиной 1648 футов. Первона- чальные испытания скважины показали продуктивность на уровне 69 BOPD, 326 BWPD и 64 MCFD. Низкая продуктив- ность может быть следствием пересечения скважиной частич- но истощенных зон. ПРАКТИЧЕСКИЕ СООБРАЖЕНИЯ Инженер должен иметь несколько практичес- ких решений с точки зрения проведения предполагаемых ра- бот. Если принято решение о проведении гидроразрыва в го- ризонтальной скважине, то должна быть выбрана соответству- ющая схема бурения и заканчивания скважины. В настоящее время не существует эффективных путей проведения гидро- разрыва в скважинах с коротким радиусом искривления. Прак- тически очень сложно зацементировать скважину с радиусом 160
искривления 20 - 40 футов. В скважинах с коротким радиусом искривления наличие большого участка открытого ствола при- водит к проникновению большого объема жидкости в коллек- тор, что делает неэффективным проведение гидроразрыва. Конечно, можно закачивать жидкость при давлении меньшем, чем давление гидроразрыва, а затем стимулировать скважину. Это может быть как эффективно, так и нет, так как нельзя точно определить место ухода жидкости и соответственно ме- стоположение полученных трещин. Таким образом, может быть трудно вывести определенные инженерные и руководящие принципы, основанные на стимулировании скважины с откры- тым стволом. Для скважин со средним радиусом искривления, законченных щелевидным хвостовиком, существуют аналогич- ные проблемы. С инженерной точки зрения для эффективной, локализированной стимуляции и корректной интерпретации данных испытания скважины может требоваться селективное заканчивание горизонтальных скважин (то есть спуск, цемен- тирование и дальнейшая перфорация хвостовика; или комби- нация хвостовиков с наружными пакерами.) Важно при этом помнить, что наружные пакеры для обсадных колонн могут не выдерживать разницу давлений, требуемую для проведения гидроразрыва пласта с расклинивающим агентом. Другой важный инженерный аспект для принятия реше- ния - определение количества трещин вдоль ствола скважины и их размер. Кроме того, требуется принять решение о приме- нении проппанта. Уравнения (5-9) — (5-11) можно использо- вать для определения числа трещин. Важно помнить, что эти уравнения справедливы для бесконечно проводимых трещин, и не могут использоваться для трещин с большим значением полудлины (более чем 150 футов). Кроме того, проведение пер- форационных работ в горизонтальной скважине может быть дорогим. Стоимость перфорационных работ можно снизить путем минимизирования количества перфорируемых интерва- лов вдоль ствола скважины. Кроме того, стоимость может быть уменьшена, если не расклинивать индуцированные трещины. Если принято решение о применении расклинивающего аген- та, то для закачивания большого объема проппанта требуется также большой объем жидкости закачивания. Кроме всего прочего инженер должен оценить локальный опыт относительно процента возврата жидкости гидроразрыва. В горизонтальной скважине оставшаяся жидкость имеет тенденцию расслоения в нижней части длинных трещин. Это может привести к изме- нению относительной проницаемости для различных жидко- стей в околоствольной зоне. Таким образом, для получения 11 Заказ 61 161
длинных трещин требуется большое количество жидкости гид- роразрыва. Закачивание большого объема жидкости гидрораз- рыва может иметь обратный эффект (т.е. снизить продуктив- ность скважины). Следовательно, при планировании работ по гидроразрыву пласта для оптимизации работы скважин должны учитываться все вышеупомянутые аспекты. РЕЗЮМЕ < Технология проведения гидроразрыва пласта го- ризонтальных скважин быстро развивается. На сегодняшний день имеются разноречивые данные по добыче в таких сква- жинах. Успешное применение этой технологии было зарегист- рировано на месторождении Dan, Северное море, в то время как применение этой технологии в США было, скорее всего, неудачным. С точки зрения автора книги, стимулирование го- ризонтальных скважин желательно в низкопроницаемых кол- лекторах, где загрязнение пласта и дренирование коллектора за определенный промежуток времени является серьезной проблемой.
9 ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ В ГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ВВЕДЕНИЕ Бурение горизонтальных скважин возможно и в газовых коллекторах. Причем это возможно как для низко - проницаемых, так и для высокопроницаемых газовых коллек- торов. Достаточно сложно дренировать низкопроницаемый коллектор и обеспечивать высокие дебиты вертикальными сква- жинами. Пример: для эффективной эксплуатации коллекторов с проницаемостью менее 0.01 мД вертикальные скважины дол- жны дренировать участок, не превышающий 40 акров. Гидро- разрыв пласта приведет, конечно же, к увеличению произво- дительности скважин, но в таких коллекторах создание длин- ных трещин весьма затруднительно. Горизонтальные скважи- ны являются в этом случае альтернативным методом создания длинного канала в продуктивной зоне. В высокопроницаемых газовых коллекторах снижение про- изводительности вертикальных скважин обусловлено турбулен- тностью в призабойной зоне. Единственным способом сниже- ния турбулентности является снижение скорости газа в приза- бойной зоне. Частично этого можно достичь путем гидрораз- рыва пласта в вертикальной скважине. Тем не менее, в высо- копроницаемых коллекторах гидроразрыв не является высо- коэффективным, т.к. проппант имеет свою ограниченную про- пускную способность, которая может быть сопоставима с про- пускной способностью породы продуктивного пласта. Наибо- лее эффективным способом снижения скорости газа в приза- бойной зоне является снижение объема добываемого газа на единицу длины ствола скважины. Это может быть достигнуто с помощью бурения горизонтальных скважин. Длинные гори- зонтальные скважины могут обеспечить снижение объема добы- ваемого газа на единицу длины ствола скважины по сравне- 326
нию с вертикальными, но при этом дебит горизонтальных сква- жин может превышать дебит вертикальных за счет большой длины. Таким образом, горизонтальные скважины являются иде- альным методом снижения призабойной турбулентности, и, в то же время, увеличения дебита скважины. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ГАЗА Перед началом бурения скважины, как вер- тикальной, так и горизонтальной, важно определить содержа- ние газа в пласте и извлекаемые запасы. В данной главе кратко представлены методы определения газосодержания. Более под- робную информацию можно найти в других источниках. Один акр-фут продуктивной породы может содержать объем газа Vg ПрИ забойных давлении и температуре, и этот объем можно определить по формуле: К, =43560*МЛ (9-1) где: Vg - содержание газа, фт3/(акр-фут) ф - пористость, проценты Sw - водонасыщенность, проценты Газ объемом Vg находится при пластовых условиях: давле- нии р и температуре Т. Используя уравнение состояния газа, объем газа можно привести к любому стандартному состоя- нию: G = 43.560(1 — Sw)pT8tz8t/(zp8tT) (9-2) где: G - объем газа, Мфт3/(акр-фут) р - пластовое давление, psia pst - давление стандартных условий, psia Tst - температура стандартных условий, °R zst - фактор сжимаемости газа при стандартных условиях, безразмерная величина z - фактор сжимаемости газа при пластовых условиях, без- размерная величина Т - пластовая температура, °R (°R = °F + 460°) В Соединенных Штатах Америки 14.65 psia и 60’F (520°R) 327
принимаются как стандартные. Подставляя эти значения в урав- нение (9-2), получим: G = 1546.20(1 - Sw)p/(zT} (9-3) где: G - объем газа для стандартных условий, Мфт3/(акр-фут) Важно обратить внимание на то, что в уравнении (9-3) фак- тор сжимаемости газа при стандартных условиях принимается равным 1, т.е. zst = 1. Запасы газа можно рассчитать по формуле: G, = 1546.2ф(1 —Sw)piAh/{ziTj (9-4) где: G, - начальный объем газа для стандартных условий, Мфт3 Т - пластовая температура, °R р, - начальное пластовое давление, psia Zi - фактор сжимаемости газа при начальных пластовых условиях, безразмерная величина А - площадь, акры h - толщина коллектора, футы Если вертикальная скважина дренирует участок площадью А, то горизонтальная скважина длиной 1000 футов может дрениро- вать участок площадью 2А, а горизонтальная скважина длиной 2000 футов может дренировать участок площадью ЗА т.е. в три раза больше, чем вертикальная скважина. (Это эмпирическое правило. Это правило также показывает минимальное эффек- тивное расстояние между горизонтальными скважинами. При этом фактическое расстояние между скважинами может быть даже больше). Таким образом, горизонтальная скважина может дрени- ровать больший объем, чем вертикальная. При этом, с другой стороны, расстояние между горизонтальными скважинами дол- жно быть больше, чем расстояние между вертикальными. ПРИМЕР 9-1 Нужно рассчитать начальные запасы газа для вертикаль- ной скважины, дренирующей участок 40 акров. Также нужно рассчитать запасы газа для горизонтальных скважин длиной 1000 и 2000 футов. Свойства коллектора следующие: начальное пластовое давление, р, = 2000 psia водонасыщенность, Sw = 0.46 толщина коллектора, h =50 футов сжимаемость газа, z, = 0.91 пластовая температура, Т = 105 °F = 565 °R пористость, ф =0.12 328
Решение Для вертикальной скважины, согласно уравнению (9-4), за- пасы газа составят: 6, = 1546.2 ^(1 - )ptAh l(ztT) = 1546.2 х 0.12 х (1 - 0.4б)х х2000х40х50/(0.91х565) = 779.490.5 » 779 MMscf Используя вышеприведенное эмпирическое правило, мож- но допустить, что горизонтальная скважина длиной 1000 футов будет дренировать участок в два раза больше, чем вертикаль- ная, т.е. 80 акров. Аналогично горизонтальная скважина дли- ной 2000 футов будет дренировать участок 120 акров. Тогда для горизонтальной скважины длиной 1000 футов: КлЬооо/г = запасы газа вертикальной скважины х 2 = 779 х Х2 = 1558 MMscf. Аналогично для горизонтальной скважины длиной 2000 футов: КлНооо// = запасы газа вертикальной скважины х 3 = 779 х х 3 = 2339 MMscf. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, ИСПОЛЬЗУЯ p/z МЕТОД Для подсчетов запасов газа можно использо- вать уравнение состояния газа. Этот метод известен как p/z метод, и в его основе лежит уравнение материального баланса: Gp = Gt - Gr (9-5) где: Gp - добытый газ Gi - первоначальные запасы газа Gr - остаточные запасы газа. Уравнение состояния газа имеет вид: РУр/Ш = psfGf/Tsf (9-6) где: Vp - объем порового пространства коллектора psl - исходное (стандартное) давление (обычно 14.65 psia) Tst - исходная (стандартная) температура (обычно 60 °F или 520 °R) В уравнении (9-6) принято допущение, что zst = 1. Подстав- ляя уравнение состояния газа в уравнение (9-5), получим: G = _ TstpVp (9-7) " PslzT где Т — пластовая температура. 329
Уравнение (9-7) может быть представлено в виде: l°g[(p,! z)] = logG, + log P„XT или: p = A z L G J zi (9-8a) (9-8b) Уравнение (9-8b) представляет прямую линию в декарто- вой системе координат. Таким образом, если построить гра- фик зависимости p/z (ось Y) от объема добытого газа (ось X), можно определить запасы газа путем экстраполяции прямой линии до пересечения с осью X, как это показано на рисунке 9-1. Аналогично можно построить похожий график для опре- деления объема добытого газа до достижения давления исто- щения (рисунок 9-2). Таким образом, извлекаемый газ до достижения давления истощения можно определить по формуле: G =Gt -Ga = 1546.20 (1—^2^. Pt-Pi. T LZi za. (9-9) Рис. 9-1. Типичные зависимости между p/z и добытой продукцией. 330
Рис. 9-2. График p/z, показывающий добывные возможности коллектора при установлении давления истощения. Извлекаемый газ до достижения давления истощения мож- но также определить из уравнения (9-4), подставляя соответ- ствующие значения начального пластового давления и давле- ния истощения. ПРИМЕР 9-2 Для представленных данных коллектора нужно рассчитать запасы газа и извлекаемые запасы газа до достижения давле- ния истощения. Т = 120 °F Уд = 0.70 h =50 футов S„ = 0.36 Pi = 4000 psia ф = 0.12 А = 40 акров ра = 800 psia (давление истощения) Решение Для определения запасов газа используем уравнение (9-4). G, = 1546.2 ф (1 - Sw )pjAh l(ZjT) = 1546.2x0.12 х (1 -0.3б)х х4000х40х50/(120 + 460)z, = 1,637.906/z, Mscf =1.638/z, Bscf, где значение z{ можно рассчитать, используя широко изве- стные в технической литературе таблицы и графики. 331
Рис. 9*3. График p/z, показывающий добывные возможности коллектора в зависимости от соотношения размеров водоносной и газоносной зон. Zi = 0.86, и Gi =1.9 Bscf. Извлекаемые запасы газа до достижения давления истоще- ния определим с помощью уравнения (9-9): (1-^МЛ А л Gp=Gt-Gt = 1546.20 т 1л Mscf. za рассчитывается аналогично zf , используя значение р< вместо рР za = 0.89 и Gp = 1.54 Bscf. ОГРАНИЧЕНИЯ p/z МЕТОДА Важно отметить, что p/z метод, в отличие от графиков суммарной добычи, может использоваться для опре- 332
деления запасов газа только для изолированного коллектора. Если же коллектор подвержен интрузии водоносного гори- зонта, то изменение пластового давления по мере извлечения газа будет зависеть от величины этого водоносного горизон- та. Чем обширнее будет такой водоносный горизонт, тем бо- лее интенсивной интрузии будет подвержен продуктивный коллектор и, как следствие, изменения пластового давления будут незначительные, что, в свою очередь, может привести к завышенным результатам при подсчетах запасов газа. Та- ким образом, p/z метод подходит только для изолированных коллекторов, а к его использованию нужно подходить с осо- бенной тщательностью. ПОТОК ГАЗА ЧЕРЕЗ ПОРИСТУЮ СРЕДУ В данном разделе рассматриваются уравнения потока газа через пористую среду для установившегося и псев- доустановившегося режимов потока. В каждом подразделе сна- чала приводятся математические зависимости для вертикаль- ной скважины, а затем для горизонтальной. Для газовых сква- жин для расчета зависимостей между давлением и дебитом существуют два основных метода. Метод 1. При использовании этого метода принимается, что дебит газа пропорционален квадрату давления. Этот метод в основ- ном используется для пластовых давлений, не превышающих 2500 psia. Метод 2. При использовании этого метода определяется газовое псев- додавление т(р). Дебит газа при этом прямо пропорционален этому псевдодавлению. Псевдодавление определяется по фор- муле: т(р) = 2Г —dp< (9-10) JPr^f Pz где pref является референсным давлением. Принимается, что псевдодавление равно нулю при давлении, равном референс- ному. Кроме того, референсное давление может быть произ- вольным, в большинстве случаев оно принимается 0.0 psia. На рисунке 9-4 представлено сравнение графиков р2 и т(р). Из рисунка видно, что эти графики имеют одинаковые значе- ззз
давление psia Рис. 9-4. Кривые р2 и ш(р). ния до значения пластового давления, равного 2500 psia. Выше этого значения графики начинают отличаться. Таким образом, для значений пластового давления до 2500 psia можно исполь- зовать оба метода, а при значениях пластового давления выше 2500 psia следует пользоваться т(р) методом. Как отмечалось ранее, установившийся режим предполага- ет наличие постоянного давления на границе дренируемого участка. Т.е. если давление в стволе скважины постоянное, то и падение давления от ствола скважины до продуктивного пла- ста будет постоянным. На практике это падение давления ме- няется со временем. Для псевдостационарного режима область дренирования скважины является фиксированной и не суще- ствует перетоков через границы области дренирования. Таким образом, с течением времени пластовое давление снижается по мере извлечения флюида из продуктивного пласта. Ниже приводятся математические зависимости для стационарного и псевдостационарного режимов для вертикальной и горизон- тальной скважин. 334
СТАЦИОНАРНЫЙ ГАЗОВЫЙ ПРИТОК Существуют следующие математические выра- жения для стационарного газового потока через пористую среду: 0.0007027АЛ (р* -r*f) (9-11) 0.000305^^-^) _ Т> 1 \ (9-12) 0.0007027АЛ (m(pe)-m(pwf})) Я----------тГГ'/~\-----(9'13) 0.000305kh (m(pe)-m(pwf})) <=---------............ где: q - дебит газа, Mscfd при 14.65 psia и 60 °F к - проницаемость, мД h - толщина, футы ре - давление на границе области (радиуса) дренирования, re, psia pw[ - гидродинамическое забойное давление, psia р - средняя вязкость, сП z - средний фактор сжимаемости, безразмерная величина Т - пластовая температура, °R (°R = °F + 460°) re - радиус дренирования, футы r'w - эффективный радиус ствола скважины, футы. Представленные выражения могут использоваться для оп- ределения дебита горизонтальных скважин при стационарном режиме. Для этого нужно подставить значение эффективного радиуса горизонтальной скважины r'w в вышеприведенные ма- тематические зависимости. Значение эффективного радиуса горизонтальной скважины r'w можно определить с помощью уравнений (3-25) — (3-27) главы 3. ПРИМЕР 9-3 Нужно рассчитать дебит газа при стационарном режиме для скважины, имеющей бесконечно проводимую трещину дли- 335
ной 100 футов. Пластовое давление продуктивного коллектора толщиной 50 футов составляет 1800 psia. Диаметр ствола сква- жины равен 8.5 дюймов. Дано: Проницаемость коллектора Вертикальная проницаемость Вязкость газа Сжимаемость газа Пластовая температура Забойное гидродинамическое давление Область дренирования Радиус дренирования Решение < _ 0.0007027 q pzT\n(re!r'w) = 0.1 мД kv = 0.1 мД д = 0.02 сП z = 0.9 Т = 105 °F pw/ = 350 psia A = 40 акров re = 745 футов (9-П) Для бесконечно проводимой трещины длиной 100 футов полудлина xf составляет 50 футов. Эффективный радиус r'w бесконечно проводимой трещины равен: r'w = х/2 = 50/2 = 25 футов. Подставляя полученное значение в уравнение (9-11), полу- чим: 9 = 0.0007027 х 0.1 х 50(18002 -3502) 0.02 х 0.9 х (105 + 460)1п(ге / 25) = 1077/1п(г€/25) = = 1077 /1п(ге /25) = 317.3 = 317 Mscfd ПРИМЕР 9-4 Нужно определить дебит газа при стационарном режиме для горизонтальной скважины длиной 500 футов. (Допускаем, что свойства коллектора и области дренирования те же, что и в примере 9-3). Решение Дебит газа для стационарного режима можно определить с помощью уравнения (9-11): _0.0007027А:Л(р2-р2/) 4 ДгТ1п(ге/<) 336
Подставляя значения свойств коллектора из примера 9-3 в уравнение (9-11), получим: (Z = 1077/ln(re/r'J Значение r’w горизонтальной скважины определим с помо- щью уравнения (3-25): * В К reh(LI2)____________ a[l + >/l-[L/(2a)]2l[A/(2rw)]A/L где: Г I-----------------------"I0-5 a = (L/2) 0.5 + V0.25 + (2reA/L)4 (3-И) Задача решается с использованием различных методов оп- ределения радиуса дренирования горизонтальной скважины reh. Метод 1 Допускаем, что: Г eh ?ev а = 0.5(500) [0.5 + [0.25 4- (1490/500)4]°5]05 = 766 футов Подставляя полученное значение в уравнение (3-25), полу- чим: _______________745(500/2)_______________ 766[1 + д/1 - (500/1532)2 ][50/О.7О8]5о/5о° = 81.66 фута Тогда: q = 1077/1п(745/81.66) = 487 Mscfd В вышеприведенных расчетах допускалось, что область дре- нирования для вертикальной и горизонтальной скважин оди- наковая. Другим методом решения задачи является определе- ние области дренирования горизонтальной скважины, которое обсуждалось в главе 2. Метод 2 Предположим, что область дренирования представляет со- бой эллипс, тогда: область дренирования = = яа'Ь', где: а’ - половина главной оси Ь’ - половина малой оси. 22 Заказ 61 337
Для горизонтальной скважины длиной 500 футов и области дренирования вертикальной скважины 40 акров получим: а’ = L/2 4- rev = (500/2) + 745 = 995 фута b’ = rev = 745 футов. Подставляя полученные значения в уравнение (9-14b), reh можно рассчитать как: геА= 7995x745 = 861 фут а = 879.3 фута (из уравнения 3-11) Далее, цодставляя полученные значения reh и а в уравнение (3-25), можно рассчитать эффективный радиус ствола горизон- тальной скважины длиной 500 футов: r'w = 81.68 фута, тогда дебит газа горизонтальной скважи- ны составит: q = 1077/1п(861/81.68) = 457 Mscfd Дебиты газа, рассчитанные методами 1 и 2, равны соответ- ственно 487 и 457 Mscfd. Это показывает, что для данной обла- сти дренирования для стационарного режима метод расчета оказывает незначительное влияние на конечный результат. Как правило, если длина горизонтальной скважины L мала (осо- бенно, когда длина скважины меньше радиуса круговой облас- ти дренирования вертикальной скважины), то и разница в зна- чениях, полученных разными методами, мала. Когда же длина скважины превышает радиус круговой области дренирования вертикальной скважины, следует пропорционально увеличить область дренирования горизонтальной скважины. Это важно для длинных горизонтальных скважин. Как отмечено ранее, если вертикальная скважина дренирует участок А, то горизон- тальная скважина длиной 1000 и 2000 футов будет дренировать участки 2А и ЗА соответственно (см. пример 2-8). Это будет основой для примера 9-5. ПРИМЕР 9-5 Нужно рассчитать дебит газа при стационарном режиме для горизонтальных скважин длиной 1000 и 2000 футов, если область дренирования составляет 80 и 120 акров соответствен- но. (Данные свойств коллектора взяты из примера 9-3). Решение Для участка 80 акров reh = 1053 фута. Тогда для скважины 338
длиной 1000 футов из уравнения (3-11): а = 1114 футов. Под- ставляя эти значения в уравнение (3-25), получим: 1114[1 + -J1 - О 000/2228)2 ][5О/0.708]5о/5О° Для горизонтальной скважины длиной 1000 футов и облас- тью дренирования 80 акров можно записать: q =\QTll\b(reh /<) = 1077Zln(1053Z201.7) = 651.7 « 652 Mscfd Для области дренирования 120 акров reh = 1290 футов. Аналогично для горизонтальной скважины длиной 2000 фу- тов и областью дренирования 120 акров получим: а = 1495.8 фута r'w = 444.6 фута q = 1011 Mscfd Таким образом, из результатов примеров 9-3 — 9-5 видно, что для стационарного режима дебит простимулированной вер- тикальной скважины с областью дренирования 40 акров равен 317 Mscfd. Дебит горизонтальной скважины длиной 1000 фу- тов и областью дренирования 80 акров составляет 652 Mscfd. Дебит горизонтальной скважины длиной 2000 футов и облас- тью дренирования 120 акров составляет 1011 Mscfd. ПСЕВДОСТАЦИОНАРНЫЙ РЕЖИМ ПРИТОКА ГАЗА Математические зависимости для псевдостаци- онарного режима притока для вертикальных скважин, для вер- тикальных скважин с гидроразрывом и горизонтальных газо- вых скважин следующие: 0.0007027АЛ (р2-р2,) q = -------- (9-15) Tz р (ln(re /г№)~0.75 + 5 + Jm +sCA -c'+Dq] = kh[m(p)-m(pw/)] 4 T[ln(re/rH,)-0.75 + J + sm+sCA -c+Dq} 2.222X10”15 xy А ЙД' П =------------f ....- (9-17) ^pwfrw^ P 22* 339
^' = 2.73xlOloJta"11045 (9-18a) или: j8' = 2.33xlOloV’201 ’ (9-18b) где: s - эквивалентный отрицательный скин-фактор, обуслов- ленный либо стимуляцией скважины, либо бурением горизон- тальной скважины sm - механическое повреждение коллектора, безразмерная величина sCA - скин-фактор, обусловленный фактором формы, без- размерная величина с' - конверсионный коэффициент фактора формы, без- размерная величина к - проницаемость, мД h - толщина коллектора, футы р - среднее пластовое давление, psia pw[ - гидродинамическое давление скважины, psia т(р) - псевдодавление, psia2/cn q - дебит газа, Mscfd Т - пластовая температура, °R й - вязкость газа, определенная для некоторого среднего давления между р и pwf ppw[ - вязкость газа при гидродинамических условиях, сП - коэффициент сжимаемости газа, определенный для некоторого среднего давления между р и pwf Р - коэффициент высокой скорости течения, 1/фут уд - плотность газа, безразмерная величина rw - радиус ствола скважины, футы hp - интервал перфорации, футы ка - проницаемость в околоствольной зоне, мД В зависимости от используемого уравнения могут получиться несколько отличные результаты. Вышеприведенные уравнения для псевдостационарного режима (9-15) — (9-16) допускают круговую область дрениро- вания. Аналогичные выражения для квадратной области дре- нирования имеют вид: „0.0007027И^-Р./) (д.19) 7’z/z[ln(re/rw)-0.738 + 5 + Jm+5c^ -c+Dq] 340
0.0001021kh[m(p)-m(pwf)] q Т[ln(re Irw) -0.738 + 5 + sm + sCA -c + Dq\ Уравнения (9-19) и (9-20) аналогичны уравнениям (9-15) и (9-16), за исключением значения скин-фактора, обусловленно- го фактором формы sCA. В уравнениях (9-15) и (9-16) это значе- ние базируется на круговой области дренирования, а в уравне- ниях (9-19) и (9-20) — на квадратной области дренирования. В вышеприведенных уравнениях значения sCA и с' зависят от типа скважины следующим образом: Вертикальная скважина: с' = 0, значение sCA из таблицы 7-1. Вертикальная скважина с гидроразрывом: с' = 1.386, sca =scaJ’ scaj =ln-j30.881C f, значение Су определяется из таблиц 7-2 — 7-4. Горизонтальные скважины: с' = 1.386, sCA = sCAh> значение scA,h определяется из рисунков 7-5 — 7-7 или таблицы 7-5. Другой важный элемент уравнений (9-15), (9-16), (9-19) и (9-20) — элемент турбулентности, D q. Этот элемент также называется скин турбулентности, или скин-фактор, зависящий от дебита. Этот элемент учитывает дополнительное падение дав- ления в околоствольной зоне, обусловленное высокой скоро- стью газа. В высокопроницаемых коллекторах скорость газа в околоствольной зоне высокая, что приводит к большим до- полнительным потерям давления. Турбулентность в около- ствольной зоне можно снизить путем снижения скорости газа. Горизонтальная скважина обеспечивает большую площадь по- верхности притока газа, тем самым снижая околоствольную скорость газа и соответственно уменьшая значение дополни- тельного падения давления, обусловленного турбулентностью. Подробное обсуждение этого вопроса приводится ниже в этой главе. Напротив, в низкопроницаемых коллекторах околостволь- ная скорость газа низкая, и турбулентность не является про- блемой. Тем не менее, в низкопроницаемых коллекторах вре- мя переходного режима может быть очень велико и могут по- требоваться годы до начала псевдостационарного режима. Уравнения псевдостационарного режима (9-15), (9-16), (9-19) и (9-20) могут также использоваться для расчета дебита горизонтальных скважин. Для этого в эти уравнения нужно подставлять либо значение эффективного радиуса ствола гори- зонтальной скважины либо эквивалентный отрицательный скин-фактор для горизонтальных скважин. Обсуждение этого скин-фактора, зависящего от формы, приводится в главе 7. 341
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В этом разделе сначала будет рассмотрена воз- можность использования горизонтальных скважин в низкопро- ницаемых коллекторах, а затем в высокопроницаемых. НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ Для эффективной эксплуатации газового мес- торождения важно правильно разместить скважины. Как от- мечено в главе 2, для достижения псевдостационарного режи- ма в низкюпроницаемых коллекторах может потребоваться много времени. В таких случаях для эффективной эксплуата- ции вертикальные газовые скважины должны располагаться близко друг к другу, что потребует большого количества вер- тикальных скважин. Одной из альтернатив может быть прове- дение гидроразрыва с целью не только увеличить добычу, но также интенсифицировать дренирование вдоль оси трещин. Следует учесть, что для низкопроницаемых коллекторов доста- точно трудно создать длинные трещины. Во время проведения гидроразрыва, когда давление закач- ки превышает давление гидроразрыва пласта для эффективно- го расположения проппанта, это высокое давление нагнетания может открыть значительную область основной породы, что может привести к чрезмерной высоте трещины и проникнове- нию трещины в непродуктивные пласты. Чрезмерная высота трещины приводит к наименее желательному проникновению трещины в продуктивный коллектор. Для таких продуктивных зон горизонтальные скважины являются альтернативой полу- чения глубоко проникающей трещины, т.к. горизонтальные скважины фактически являются длинными трещинами с вы- сотой, равной диаметру ствола скважины. Другой тип низкопроницаемых продуктивных зон, в кото- рых проведение гидроразрыва имеет ограничения —.коллекто- ры, имеющие выше- или нижележащие сильно трещиноватые породы. В таких случаях, если при проведении гидроразрыва происходит взаимосвязь с такими сильнотрещиноватыми поро- дами, может произойти значительное поглощение жидкости гид- роразрыва, что, в свою очередь, может привести к выпадению песка. В этих случаях горизонтальные скважины являются аль- тернативой получения глубоко проникающей трещины. Аналогично вертикальные скважины, расположенные воз- ле разлома, могут также привести к выпадению песка вслед- 342
ствие чрезмерных потерь жидкости гидроразрыва, приводя- щих к незначительному проникновению трещин. С другой сто- роны, гидроразрыв, приводящий к взаимосвязи с разломом, может обеспечить высокую продуктивность скважины. Это может произойти потому, что разлом сам является высокопро- ницаемой трещиной. Как отмечено в примере 2-7, если для вертикальной сква- жины, пробуренной на участке площадью 20 акров, время до- стижения псевдоустойчивого режима равно 0.91 года, то для горизонтальных скважин длиной 1000 и 2000 футов потребует- ся тоже 0.91 года для достижения псевдоустойчивого режима на участках 44 и 68 акров соответственно. Как видно из рисун- ка 9-5, длинная горизонтальная скважина может дренировать большие объемы, чем вертикальная скважина, за такой же интервал времени. Это влияет на эффективность разработки месторождения, т.к. вместо вертикальных скважин для разра- Рис. 9-5. Дренажные области горизонтальных скважин, в предположении, что зона дренажа вертикальной скважины равна 20 акрам (г = 527 фт.). 343
ботки месторождения можно пробурить несколько горизон- тальных скважин. Как отмечалось в главе 2, горизонтальные скважины могут использоваться для эффективной разработки в анизотропных коллекторах, т.е. в таких коллекторах, в которых проницае- мость кх в направлении оси х отличается от проницаемости ку в направлении оси у (нужно обратить внимание, что оси х и у расположены в горизонтальной плоскости). Такая анизотроп- ность является достаточно типичной для естественно-трещи- новатых коллекторов, в которых для увеличения дебита можно пробурить длинную горизонтальную скважину вдоль направ- ления с низкой проницаемостью, что приведет к пересечению большого количества естественных трещин. В США ₽се программы работ по разработке низкопроница- емых коллекторов, таких, как Devonian shale коллектор в вос- точной части США, с использованием горизонтальных сква- жин, основаны на вышеприведенных принципах. В низкопро- ницаемых коллекторах даже горизонтальные скважины иног- да необходимо стимулировать, т.е. создать трещины, перпен- 10-5/8" ствол 8-5/8" колонна .перфорированная труба ' цементный пакер вставной колонный пакер 4-1/2" колонна ВЛ о О ООО оО о Р 4Q9' L _41J 7-7/8" ствол зона г- П 1 701 наблюдаемые действитель- ные трещины 2-3 4 5 6 7 8 Рис. 9-6. Созданные трещины в девонских отложениях в горизонтальной скважине. 344
дикулярные горизонтальному стволу скважины, что приводит к увеличению объема дренирования. В настоящее время Департаментом Энергетических Ресур- сов (DOE) проведено полевое испытание простимулированной горизонтальной скважины в Devonian shale коллекторе, кото- рый представляет собой естественно-трещиноватый низкопро- ницаемый коллектор (порядка 50 мД). Программа испытания состояла из бурения горизонтальной скважины длиной 2000 футов и дальнейшей изоляции восьми различных интервалов с помощью наружных колонных пакеров (рис. 9-6). Далее про- изводился гидроразрыв этих интервалов с использованием раз- личных жидкостей для гидроразрыва. Стимулирование различ- ных зон вдоль ствола скважины привело к увеличению произ- водительности скважины в диапазоне от 4 до 25 крат. Полу- ченные данные сведены в таблице 9-1. ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ Как отмечалось ранее, горизонтальные скважи- ны также применимы в высокопроницаемых газовых коллекто- рах, особенно в тех случаях, когда околоствольная турбулент- ность очень высокая. Околоствольная турбулентность обратно пропорциональна длине интервала перфорации. Путем бурения горизонтальной скважины можно увеличить продуктивный ин- тервал, тем самым снижая околоствольную турбулентность и, в свою очередь, увеличивая продуктивность скважины. Таблица 9-1 Данные проведения стимуляции в скважине, пробуренной в Devonian shale коллекторе Номер теста Зона Жидкость, газ, пена Интен- сивность Объем Диагно- стика 1 6 N2 (газ) 5 ВРМ 37 MCF Нет 2 6 N2 (газ) 15 ВРМ 212 MCF Нет 3 6 N2 (пена) 5 ВРМ 100 BBLS Йод-131 4 6 N2 (пена) 12 ВРМ 300 BBLS Скандий-46 5 1 N2 (газ) 8-16 ВРМ 3745 BBLS Инклинометр 6 1 СО2 (жидкость) 12 ВРМ 200 BBLS Йод-131 7 1 СО2 (жидкость) 20 ВРМ 400 BBLS Скандий-46 8 1 N2 (пена) 10 ВРМ 166 BBLS Сурьма-124 9 1 N2 (пена) 10 ВРМ 595 BBLS Иридий-192 10 2-3,4 N2 (пена) 40 ВРМ 905 BBLS Нет И 2-3,4 N2 (пена) 30 ВРМ 2142 BBLS Скандий-46 345
Номер теста Зона Количество обнаруженных естественных трещин Количество трещин, в ко- торые произво- дилась закачка Увеличение дебита, крат 1 6 6 6 4.1 2 6 6 6 4.1 3 6 6 14 4.1 4 6 6 14 4.1 5 1 69 12 5.0 6 1 69 27 25.0 7 1 69 67 25.0 8 1 69 17 15.5 9 1 1 69 69 15.5 10 2-3,4 72 Не Нет данных определялось И 2-3,4 72 54 Нет данных Турбулентный поток Закон Дарси для течения жидкости через по- ристую среду имеет силу только для ламинарного потока в коллекторе: dp/dr = av (9-21) где v - скорость, а — константа, dp/dr — градиент давле- ния. Forchheimer модифицировал закон Дарси для учета эф- фекта турбулентности: dp/dr = av + bv2 (9-22) Уравнение (9-22) может быть представлено следующим об- разом: Р2 ~p2wf =aq + bq2 - (9-23) или: w (р) - m(pwf) = г/q + b'q2 (9-24) где: a =----ШЛ-----[in(r ir )-0.75+ 5+ -c'l (9-25) 0.0007027khL e w CA J 1 346
DT zp 0.0007027 т a' =-------------[ln(r. I rw ) - 0.75 + s + sCA - c'l 0.0007027 kh e w CA J (9-26) (9-27) b’=----—------ (9-28) 0.0007027ЛЛ D - фактор турбулентности, определяемый с помощью урав- нения (9-17), 1/Mscfd. В вышеприведенных выражениях значения sCA и с' зависят от типа скважины следующим образом: Вертикальная скважина: с' = 0, sCA — из таблицы 7-1 Вертикальная скважина с' = 1.386, с гидроразрывом: sCA =sCA f, sCAj,~\n^30.88/Су, Cf определяется из таблиц 7-2 - 7-4 Горизонтальные скважины: с’ = 1.386, sCA = sCA h, sCA h определяется из рисунков 7-5 — 7-7 или таблицы 7-5 Уравнения (9-23) и (9-24) показывают, что турбулентность увеличивает падение давления, т.е. для определенного дебита газа требуется более высокая депрессия. Таким образом, тур- булентность снижает общую добычу скважины. Влияние тур- булентности может быть уменьшено путем снижения около- ствольной скорости флюида. (Максимальная скорость потока флюида имеет место в призабойной околоствольной зоне, где поток конвергируется. Таким образом, если не будет турбу- лентности в околоствольной зоне, то не будет турбулентности и в коллекторе). Скорость флюида в околоствольной зоне мо- жет быть снижена путем увеличения длины интервала перфо- рации в продуктивной зоне hp (см. уравнение 9-17). Горизон- тальная скважина обеспечивает значительное увеличение ин- тервала перфорации и снижает околоствольную турбулентность. Идентификация турбулентности Метод многоступенчатого испытания скважи- ны может быть применен для подтверждения присутствия 347
турбулентности в околоствольной зоне. Производятся замеры дебитов для различных давлений на устье скважины. Для каж- дого значения устьевого давления записывают значение уста- новившегося дебита газа q. На основе полученных данных ус- тьевого давления и дебита газа определяют забойное гидроди- намическое давление скважины pwf. Эти данные соотносятся следующим образом: q=c(f-^wf)n (9-29) где с — константа, п — безразмерная константа (1/2 < п < 1). Уравнение (9-29) может быть представлено в виде: In? ^ir+llXp2 -/Av/f (9-30) Если наклон п = 1, то турбулентность отсутствует. Если же п < 1, то турбулентность существует. Чем меньше значение п, тем сильнее эффект турбулентности, а когда п = X, тур- булентность доминирует. В случаях, когда давление выше 2500 psia, важно использовать значения псевдодавления (зна- чения т(р)). Как видно из рисунка 9-7, для определения турбу- лентности можно использовать график зависимости дебита от р2 _ p2Wf в логарифмических координатах. ПРИМЕР 9-6 Нужно оценить влияние турбулентности для вертикаль- ной скважины, пробуренной в песчаном коллекторе толщи- ной 40 футов и проницаемостью 10 мД. Начальное пластовое давление составляло 2000 psia, скважина пробурена на участке 640 акров. Скважина может эксплуатироваться с минимальным забойным давлением 300 psia. Забойная температура составляет 120 °F, вязкость газа 0.02 сП, коэффициент сжимаемости газа 0.9, уд = 0.7, rw = 0.25 фута, интервал перфорации hp = 40 фу- тов. (Нужно использовать выражение для р2 для расчета деби- тов) Решение Допуская центральное расположение ствола скважины на участке дренирования, принимаем значение скин-фактора, обусловленного формой расположения sCA = 0. Кроме того, механическое повреждение sm = 0, и т.к. скважина не стиму- лировалась, s = 0. Подставляя эти значения в уравнение (9-25), получим: 348
MMcfd Рис. 9-7. Логарифмический график дебита газового потока. Т zfj. 0.0007027ЛЛ а = [ln(re/rw)-0.75 + J+sc?(]= = [(460 + 120)х0-9х002] х [1п(2978 / 0.25) - 0.75] = 321 0.0007027(10x 40) Значение b можно рассчитать, используя уравнение (9-26): b = РТгц (9-26) 0.0007027АЛ Сначала определяем D и 0' с использованием уравнений (9-17) и (9-18а). 349
2.222 xlOI5xy-M Д' D=------------(9-17) P'pwfl’w"’ P И Д' = 2.73х1О10 k~x 1045 (9-18a) Допуская, что околоствольная проницаемость ka равна про- ницаемости коллектора к = 10 мД, определим значение Д' с помощью уравнения (9-18): Д' = 2.146х109, 1/футы Подставляя полученное значение в уравнение (9-17), полу- чим: _ 2.222Х1015х0.7х10х40 1л9 , ,1Л_4 D =--------------------х2.146х10 =1.669x10 . \IMcfd 0.02 x 0.25 x40x40 Подставив полученное значение D в уравнение (9-26), по- лучим значение Ь: 6= 1-669хЮ"(580)х0.9х0.02 =6 199х10-4 2 0.0007027x10x40 Подставляя полученные значения а и b в уравнение (9-23), получим следующее выражение: p2-p2w/ =321?+6.199xlO’V Это уравнение второй степени может быть представлено в виде: 6.199 х10-3q2 +32\q-(р2 -p2wf ) = 0 Решая это квадратное уравнение, получим следующее вы- ражение для q: _— 321 + д/103041+4х 6.199х10~3 (jg2-р2^) 4 2х6.199х10-3 Расчетные значения продуктивности q как с турбулентнос- тью, так и без нее для различных значений pwf сведены в таб- лицу 9-2. Из этой таблицы отчетливо видно влияние турбулент- ности на продуктивность скважины. Как будет показано в сле- 350
дующем примере, для эффективного снижения влияния тур- булентности на продуктивность скважины можно использовать горизонтальные скважины. Таблица 9-2 Влияние турбулентности на продуктивность вертикальной скважины (пример 9-6) Р», (psi) (р2- 2 . Р wf) Без турбулентности, D = 0, q, MMscfd С турбулентностью q, MMscfd 1700 111 х 104 3.48 3.25 1500 175 х 104 5.49 4.97 1000 300 х 104 9.40 8.08 500 375 х 104 11.75 9.82 ПРИМЕР 9-7 Нефтяная компания только что подписала соглашение на разработку морского газового месторождения. Продолжитель- ность соглашения — 5 лет. Газ предполагается транспортиро- вать к газопроводу, имеющему рабочее давление 300 psia. Для соответствия этим условиям необходимо поддерживать устье- вое давление не менее 500 psia. Вертикальная скважина, на которой предполагается произвести испытание, была зацемен- тирована, проперфорирована, обработана кислотой. Интервал перфорации составил 60 футов. Продуктивная зона имеет во- дяной коллектор, от которого она отделена глинистой прослой- кой толщиной 10 футов (kv/kh = ?). Похоже, что между про- дуктивным и водяным коллекторами сообщение отсутствует. Предполагается бурение горизонтальной скважины длиной 2000 футов не только с целью снижения околоствольной тур- булентности, но и предотвращения обводнения. Нужно пост- роить графики характеристик притока для вертикальной и го- ризонтальной скважин. Предполагается, что между продуктив- ным и водяным горизонтами сообщение отсутствует. Свойства коллектора и газа приводятся ниже. Потери давления в НКТ Представлены в таблице 9-3. СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРА (ПРИМЕР 9-7) Тип коллектора = Песчаник Глубина = 7870 футов Пластовое давление = 3400 psia Толщина коллектора = 60 футов Средняя проницаемость коллектора = 6 мД 351
Вертикальная проницаемость (предполагаемая) = 0.6 мД Предполагаемый участок дренирования = 640 акров Средняя пористость = 14 % Водонасыщенность = 30 % Забойная температура = 185° F Плотность газа (плотность воздуха =1.0) = 0.605 Псевдокритическая температура = 354.4° R Псевдокритическое давление = 664.5 psia Давление, psia Вязкость, сП Z фактор Сжимаемость газа, psia*1 m(p), psiaVcIl p/z, psia 100.0 0.01269 0.9921 0.1008Е-01 О.ООООООЕ + ОО 100.8 500.0 0.01313 0.9629 0.2071Е-02 0.188818Е + 08 519.3 1000.0 0.01401 0.9327 0.1056Е-02 0.769886Е + 08 1072.2 1500.0 0.01486 0.9115 0.7019Е-03 0.171120Е + 09 1645.7 2000.0 0.01585 0.9009 0.5113Е-03 0.296924Е + 09 2220.1 2500.0 0.01711 0.9011 0.3880Е-03 0.448470Е + 09 2774.4 3000.0 0.01847 0.9111 0.3018Е-03 0.619257Е + 09 3292.6 3400.0 0.01959 0.9250 0.2505Е-03 0.765793Е + 09 3675.5 Таблица 9-3 Потери давления в НКТ для примера 9-7 Beggs и Brill - 5‘/2 НКТ “ Только поток газа (p,UIf = 500 psi) Номер Дебит Давление MMscf/D вода, (STB/D) на входе, (psia) устьевое, (Psia) потери, (Psi) 1 10 0.00 623.58 500.00 123.58 2 20 0.00 693.39 500.00 193.39 3 30 0.00 803.97 500.00 303.97 4 40 0.00 936.07 500.60 436.07 5 50 0.00 1082.95 500.00 582.95 6 60 0.00 1239.66 500.00 739.66 7 70 0.00 1397.67 500.00 897.67 8 80 0.00 1561.74 500.00 1061.74 9 90 0.00 1727.90 500.00 1227.90 10 100 0.00 1893.51 500.00 1393.51 И 110 0.00 2061.99 500.00 1561.99 12 120 0.00 2231.39 500.00 1731.39 352
Beggs и Brill - 5‘/2 НКТ - Поток газа плюс 20 BW/MMscf Дебит Давление Номер MMscf/D вода, (STB/D) на входе, (psia) устьевое, (psia) потери 3 30 600.00 1079.26 500.00 579.26 4 40 800.00 1295.13 500.00 795.13 5 50 1000.00 1525.06 500.00 1025.06 6 60 1200.00 1761.77 500.00 1261.77 7 70 1400.00 2001.83 500.00 1501.83 8 80 1600.00 2243.46 500.00 1743.46 9 90 1800.00 2486.25 500.00 1986.25 10 100 2000.00 2730.03 500.00 2230.03 И 110 2200.00 2974.81 500.00 2474.81 12 120 2400.00 3220.93 500.00 2720.93 Решение Коллектор имеет проницаемость 6 мД, тогда для скважины, пробуренной на участке 640 акров, псевдостационарный ре- жим наступит через 25 дней. Таким образом, можно не учиты- вать начальный переходный режим в дальнейших расчетах. График характеристик притока основывается на расчетах для псевдоустойчивого режима притока, т.е. уравнении (9-16). При- нимаем, что вертикальная скважина пробурена в центре обла- сти дренирования, тогда sCA = 0. Для расчета турбулентности будем использовать уравнения (9-17) и (9-18Ь). Для расчета тур- булентности горизонтальной скважины в уравнении (9-17) бу- дем использовать значение длины скважины L вместо интер- вала перфорации hp. 1. Расчет графика характеристик притока Обобщенное уравнение дебита газовой скважины для псев- достационарного режима (уравнение 9-16) можно представить в виде: q =-----------------------1.---------- (9-29) 1422r[ln(re/rw)-0.75 + ^ + ^+jCJ-c4D^] 1 1 q - дебит газа, Mscfd k - проницаемость коллектора, мД h ' - толщина продуктивной зоны, футы m(Pi) - запасы газа при начальном давлении pit psia2/cn m(pwf) - запасы газа при забойном давлении pwf, psia2/cn 23 Заказ 61 353
Т - температура, °R ге - радиус дренирования, футы rw - радиус ствола скважины, футы D - коэффициент турбулентности, 1/Mcfd; = 0, если околоствольная турбулентность не учитывается s - эквивалентный скин-фактор для горизонтальной или простимулированной вертикальной скважин sm - механический скин-фактор sCA - скин-фактор, обусловленный формой с' - переводной коэффициент фактора формы = 1.386 Для скважины с областью дренирования 640 акров: Область дренирования = яте2 = 640 акров х 43,560 фт2/акр, т.е. ге = 2979 фута. При отсутствии турбулентности в вертикальной скважине можно пренебречь коэффициентом турбулентности, т.е. D = 0, тогда уравнение (9-29) может быть представлено в виде: 6х60х[тп(3400)->м(ри,/)] 4 ~1422х(185 + 460)[1п(2979/0.25)-0.75] ( ’ q = 0.000045[7.658х108-m(pw)] (9-31) Уравнение (9-31) может использоваться для расчета деби- тов газа для различных значений гидродинамических давле- ний в скважине. Полученные результаты представлены в таб- лице 9-4 и на рисунке 9-8. Для турбулентного потока уравне- ние (9-30) можно представить в виде: 6х 60х[™ (3400)- )] 4 ~ 1422x(185 + 460)[ln(2979/0.25)-0.75 + Z>^] ~ _0.0003925[7.658xl08-w(pw/)]_ с (9‘32) 8.636 + Dq B + Dq Это квадратное уравнение: Dq2 4- Bq - С = 0 (9-33) и: 4 2D 354
забойное давление, psi Рис. 9-8. Влияние турбулентности на приток к вертикальной и горизонталь- ной скважинам: инициирующее давление 3400 psi, проницаемость 6 мД, тол- щина продуктивной зоны 60 фт., длина горизонтальной скважины 2000 фт. -8.636 +J(8.636)2 + 4xZ>x0.0002935[7.658xl08 -w(pw/-)] ,о 2D Для решения уравнения (9-35) необходимо сначала рассчи- тать коэффициент турбулентности D, используя уравнения (9-17) и (9-18b), допуская при этом, что к = ка: Д'=2.33х1О10 хб’1201 =2.709x10’ 2.222Х10-'5 х(2.709х 10’)х0.605x6x60 , ,л 6 , дри/х 0.25x60x60 pf Полученные значения дебитов сведены в таблицу 9-4 и пред- ставлены на рисунке 9-8. Из таблицы 9-4 хорошо видно влия- ние турбулентности на дебиты скважины. 23‘ 355
Для расчетов дебитов горизонтальной скважины уравне- ние (9-29) представлено в виде: ________________6x60[m(3400)-m(/>w/)]______________ 4 ~ 1422 х (185+460)[1п(2979/0.25) -0.75 + s+sm +sCA -с'+ Dq](9’ * Для горизонтальной скважины длиной 2000 футов необхо- димо рассчитать скин-фактор s и скин-фактор sCA, зависящий от формы расположения ствола скважины. Таблица 9-4 Расчет характеристик притока для вертикальной скважины (пример 9-7) РжЛ psi m(Pwi), psp/сП P’pwfl сП D, 1/Mcfd q, MMscfd нет турбу- лент- ности турбу- лентность присут- ствует 500 0.19 x 10е 7.469 х 10е 0.0131 1.112 х 104 34.4 25.5 1000 0.77 x 10е 6.888 х 108 0.0140 1.041 х 104 31.7 24.2 1500 1.71 х 10е 5.948 х 108 0.0149 0.978 х 104 27.4 21.7 2000 2.97 х 108 4.688 х 10" 0.0159 0.916 х IO4 21.6 17.9 2500 4.49 х 10е 3.173 х 10е 0.0171 0.852 х 104 14.6 12.8 3000 6.19 х 108 1.468 х 10е 0.0185 0.787 х 104 6.8 6.3 2. Расчет скин-фактора s для горизонтальной скважины rj = 1/4 = 2000/4 = 500 футов (9-37) rw = 0.25 фута s = -ln(r//rj = -1п(500/0.25) = -7.6 (9-38) 3. Расчет sCA Допуская, что область дренирования имеет форму квадра- та со стороной 2хе, для участка 640 акров получим: 2хе = 7640x43560 = 5280 футов (9-39) 1/(2хе) = 2000/5280 = 0.38 (9-40) kv/kh = 0.6/6 = 0.1 Ld = {LI2h))^kylkh = 5.3 (9-41) 356
Таблица 9-5 Расчет характеристик притока для горизонтальной скважины (пример 9-7) q, MMscfd Pwfi psi mfpj, psi’/сП Лт(р)' Ppwfi сП D, 1/Mcfd нет турбу- лент- ности турбу- лентность присут- ствует 500 0.19 х 10е 7.469 х 10е 0.0131 1.001 х 10’ 205.6 199.4 1000 0.77 х 10е 6.888 х 10е 0.0140 0.936 х 10-’ 189.6 184.3 1500 1.71 х 10е 5.948 х 10е 0.0149 0.880 х 10’ 163.7 159.5 2000 2.97 х 10е 4.688 х 10е 0.0159 0.825 х 10 ’ 129.1 126.0 2500 4.49 х 10е 3.173 х 108 0.0171 0.767 х 10’ 87.3 85.5 3000 6.19 х 10е 1.468 х 108 0.0185 0.709 х 10 ’ 40.4 39.7 Из рисунка 7-5 для значений LD = 5.3 и L/2xe = 0.38 нахо- дим: sCA = 1.8 (9-42) Уравнение (9-36) для расчета дебита газа может быть пред- ставлено в виде: _ 0.0003925[т(3400)-m(pwf)\ (8.636 + sm + s + sCA +Dq-c) Подставляя значения s и sCA в уравнение (9-43) из уравне- ний (9-38) и (9-42) соответственно, получим: 0.0003925 [т (3400) - т (pwf)] q =----------------------------- (8.636 + 0-7.60 + 1.8 + 2)^-1.386) (9-43) (9-44) Уравнение (9-44) допускает, что значение механического скин-фактора sm = 0. Для случая без турбулентности значение D = 0, и уравне- ние (9-44) решается для различных значений pwf. Полученные результаты представлены таблицей 9-5 и рисунком 9-8. При наличии турбулентности значение D рассчитывается путем замены интервала перфорации 60 футов для вертикаль- ной скважины на длину горизонтальной скважины 2000 футов в уравнении (9-17): 2.222X1Q-15 х(2,7О9хЮ9)хО,6О5х6х6О _ t , (9.45) д^х 0.25x2000x2000 357
Далее полученное значение D подставляем в уравнение (9-44): 0.0003925[w(3400)-w(pM,/)] с q =-------------------------— =------- 1.45 + Dq B+Dq (9-46) Уравнение (9-46) является квадратным уравнением, кото- рое может быть решено следующим образом: -В^(В)Ч4ОС 2D и: < -1.45 + ^1.452 +4xDx0.0003925[m(p)-m(pw/)] (g_48) 2D Подставляя соответствующие значения D, уравнение (9-48) решается для различных забойных гидродинамических давле- НИЙ (pj. На рисунке 9-8 представлены кривые характеристик при- тока для вертикальной и горизонтальной скважин для случая с турбулентностью и без турбулентности, а также графики по- терь давления в НКТ, основанные на таблице 9-3. Из рисунка ясно видно падение продуктивности вертикальной скважины при наличии турбулентности, при этом турбулентность прак- тически не оказывает влияния на продуктивность горизонталь- ной скважины, т.е. горизонтальная скважина минимизирует потери давления, обусловленные турбулентностью. Таким образом, в высокопроницаемых газовых коллекто- рах бурение горизонтальных скважин является эффективным методом снижения околоствольной турбулентности. Celier и другие представили следующее выражение отно- шения потерь давления, обусловленных турбулентностью, для вертикальной и горизонтальной скважин: _ 2Д2 Га (Ap)v>/ (1 + Д)1ь (9-49) где /3 = yjkh/kv, h — толщина коллектора, L — длина сква- жины. Важно обратить внимание, что в представленном выра- жении допускается, что интервал перфорации h (футы) верти- кальной скважины равен толщине коллектора h (футы), а вся длина горизонтальной скважины L является продуктивной. 358
ПРИМЕР 4-8 Нужно рассчитать снижение потерь давления, обусловлен- ных околоствольной турбулентностью, для коллектора толщи- ной 60 футов и проницаемостью 6 мД, если пробурить в этом коллекторе горизонтальную скважину длиной 2000 футов. Ка- кое будет отношение давлений, если kv/kh = 0.01, 0.1 и 1.0? Решение Для расчета отношения давлений горизонтальной и верти- кальной скважин используем уравнение (9-49): (Ар)*,, _ 2/32 Гй~|2 (Др)у>, (1 + j8)Ll Если ky/kh =1, Д = 71=1 Если k„lkh=Q.l, 0 = 710=3.16 Если kjkh =0.01, /3 = 7100=10 Допуская, что вертикальная скважина полностью продук- тивна, получим: (Ар)*., 2р2 Г 60 I2 = 0.0018Д2 (Мм (1 + Д) 1.2000J (1 + 0) Таким образом, отношение потерь давления (Др^/^Др)^, для различных kv/kh будет следующим: 1. 0.0009, если kv/kh = 1 2. 0.0043, если kv/kh = 0.1 3. 0.016, если = 0.01 Как и ожидалось, снижение потерь давления, обусловлен- ных турбулентностью, для горизонтальной скважины наибо- лее значительное, если бурится коллектор с высокой верти- кальной проницаемостью, и менее значительное, если коллек- тор имеет низкую вертикальную проницаемость. ТИПЫ КРИВЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ В последнее время Duda, Aminian и Ameri пред- ставили графики производительности для горизонтальных сква- жин. Графики составлены для двух значений безразмерной ве- личины радиуса rwd =2.5х10"4 и 5.0х10Л где rwd = ^4rw2tl}. Графики, представленные на рисунках 9-9 — 9-15, составлены 359
Рис. 9-10. Типичная кривая продуктивности для горизонтальных газовых скважин в 640-акровой дренажной области.
360 Рис. 9-9. Типичная кривая продуктивности для горизонтальных газовых скважин в бесконечном коллекторе.
363 Рис. 9-12. Типичная кривая продуктивности для горизонтальных газовых скважин в бесконечном коллекторе.
362
365
364
366 10*6 10‘5 10-4 10-3 10-2 10-1 Id Рис. 9-15. Типичные кривые продуктивности горизонтальной скважины в анизотропном коллекторе.
для участков 320 и 640 акров и квадратной области дренирова- ния, при этом перетоки через границы области дренирования отсутствуют. Кроме того, предполагалось, что коллектор не имеет границ. При расчетах использовались следующие урав- нения для определения различных безразмерных величин: LD=[L/(2h)]yjkJkh (9-50) GpD = 9.009GpT/[h<t>pctL2Am{p)] (9-51) tD = O.OOlO55kf/(0/zc(L2) (9-52) где к — проницаемость в мД, Gp — совокупный объем газа, Mcf, время t — в часах. Кроме того, длина L — в футах, вяз- кость д - в сП, толщина коллектора в футах и температура коллектора Т в °R. Эти графики могут использоваться как для определения пригодности к эксплуатации, так и для определе- ния свойств коллектора путем анализа характеристик добычи. Важно обратить внимание на то, что графики построены для постоянного забойного гидродинамического давления. На рисунке 9-15 представлен график для анизотропного коллектора, в котором горизонтальная скважина пробурена вдоль оси X. Из графика отчетливо видно преимущество буре- ния горизонтальной скважины в направлении низкой прони- цаемости. Из графика также отчетливо видно снижение про- изводительности, если горизонтальная скважина пробурена в направлении высокой проницаемости. До сих пор обсуждались графики производительности для бесконечного коллектора или для квадратной области дрениро- вания. Графики производительности для прямоугольной обдасти дренирования представлены на рисунке 9-16. Как видно из этого рисунка, для прямоугольной области дренирования суммарная первоначальная добыча будет больше, чем для квадратной облас- ти дренирования. На рисунке 9-16 безразмерная величина вре- мени tDA определяется с помощью следующей формулы: ^DA - 0.001055^ ф/biCf А (9-53) Безразмерная величина совокупной добычи, обусловленная площадью, определяется по формуле: GpDА 36Т GP (9-54) 367
Рис. 9.16. Типичная кривая продуктивности для горизонтальной скважины в прямоугольном коллекторе. где: kh - горизонтальная проницаемость, мД ф - пористость /л - вязкость, сП (р) - пластовое давление ct - сжимаемость, 1/psi А - область дренирования, футы2 т(р) - псевдодавление, psi2/cp Т - время, часы Gp - совокупная добыча, Mscf Т - температура, градусы Rankin ПОЛЕВОЙ ОПЫТ В данном разделе будет представлено 2 приме- ра полевого опыта: один для низкопроницаемого коллектора, другой — для высокопроницаемого. 368
HURON SHALE, ЗАПАДНАЯ ВИРДЖИНИЯ, США В 1985 году в Западной Вирджинии при участии Департамента Энергии была пробурена горизонтальная скважи- на в Devonian Shale. Скважина Ret # 1, имеющая длину 2020 фу- тов, была пробурена в нижнем Huron Shale. Этот коллектор имел очень низкую проницаемость, примерно 0.03 мД, а кроме этого и низкую пористость, в диапазоне 2-3 %. Коллектор был естествен- но-трещиноватым. На рисунке 9-17 представлена схема скважи- ны, а на рисунке 9-18 представлены графики совокупной добычи в зависимости от времени (около 35 дней). Хорошее соответствие графика фактическим данным наблюдается для LD = 18, безраз- мерное значение LD определяется по формуле: Это соответствие допускает однородную горизонтальную про- ницаемость (ареальная анизотропия отсутствует) и равенство го- ризонтальной и вертикальной проницаемостей. Для естественно- трещиноватых коллекторов такое равенство может существовать. Тем не менее, на практике нужно рассчитывать вертикальную проницаемость и эффективную толщину коллектора. Эти параметры трудно рассчитать с высокой точностью. Кроме того, математическая модель для расчета графика про- изводительности основана на допущении однородной пористо- сти коллектора, в то время как Huron Shale коллектор является естественно-трещиноватым. Несмотря на эти расхождения, из рисунка 9-18 видно хорошее соответствие расчетных и факти- ческих данных. Другие параметры коллектора представлены в таблице 9-6. Интересно отметить, что из горизонтальной скважины дли- ной 2020 футов за 35 дней получили примерно 1300 Mscf про- дукции, при этом средний дебит в сутки составил 37 Mscf. Для горизонтальной скважины такой дебит не является экономи- чески эффективным, и скважина нуждается в стимуляции. Впос- ледствии скважина была простимулирована с целью увеличе- ния дебита. Результаты стимуляции представлены на рисунке 9-6 и в таблице 9-1. МЕСТОРОЖДЕНИЕ ZUIDWAL, ГОЛЛАНДИЯ Месторождение Zuidwal в Голландии находит- ся в середине Waddenzee, острова в море. Поэтому это место- рождение разрабатывается с помощью морских платформ. Коллектор находится на глубине 6037 футов и состоит из пере- слаивающихся глин и песчаников. Средняя толщина коллекто- 24 Заказ 61 369
370 Рис. 9-17. Схематический вид горизонтальной скважины Ret#l.

Рис. 9.18. Типичная кривая продуктивности, соответствующая данным по скважине Ret#l. ра составляет 328 футов, средняя пористость — 10-15 %, про- ницаемость — 1-10 мД. Как отмечалось ранее, для газовых кол- лекторов проницаемость порядка 5 мД является высокой про- ницаемостью. В газовых коллекторах с такой проницаемостью околоствольная турбулентность ограничивает продуктивность вертикальных скважин. Таблица 9-6 Основные данные коллектора и скважины RET # 1. Длина скважины 2020 футов Радиус ствола скважины 0.328 фута Общая мощность продуктивного пласта 250 футов Пористость 2 % Проницаемость 0.03 мД Пластовое давление 200 psia Пластовая температура 553 °R Гидродинамическое забойное давление 45 psia Плотность газа (воздух = 1.0) 0.72 24* 371
Толщина основных продуктивных зон — 20 футов. Эти зоны — IIА и II F — расположены на разных глубинах. Поэто- му, для того чтобы пересечь эти две зоны, бурились скважины с углом наклона порядка 85 градусов. Данные по бурению, за- канчиванию и свойства коллектора для 3 горизонтальных сква- жин приведены в таблице 9-7. Таблица 9-7 Данные по бурению, заканчиванию и свойства коллектора для горизонтальных скважин месторождения Zuidwal ZDWA6 ZDWA8 ZDWA9 ZDWA4 (наклонная) БУРЕНИЕ Дата заканчивания Общее время бурения и закан- чивания, дней Вертикальная глубина, метры Отклонение скважины от верти- кали, метры Максимальный угол наклона ствола скважины, градусы Максимальная интенсивность искривления, градусы/10 м Силовой вертлюг Тип раствора при вскрытии продуктивной зоны 4/24/1988 66 1896 1507 91 2,1 Да Поли- мерный 1/23/1989 69 1900 1942 96,2 3,7 Да Поли- мерный 1/17/1989 62 1900 1022 93,4 3,5 Да Поли- мерный 2/17/1988 59 2108 1725 52 1,3 Да Поли- мерный ЗАКАНЧИВАНИЕ Способ спуска приборов при проведении каротажных работ в открытом стволе Проведенные геофизические исследования в скважине Способ заканчивания Диаметр хвосто- вика, дюймы На трубах 1:LDT, CNL, NGT, DIL, SLS, GPIT Щеле- видный хвостовик 7 На трубах 1:LDT, CNL, NGT, DIL, SLS, GPIN 2:FMS, GR Щеле- видный хвостовик 7 На трубах 1:GR, DIL, SLS, GPIT, 2:LDT, CNL, NGT, DIL, SLS, GPIT Щеле- видный хвостовик 4 1/2 На кабеле 1:LDT, CNL, NGT, DIL, SLS, 2: EVA Перфо- рация 7 372
Диаметр НКТ, 5 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 и S дюймы 5 Способ спуска На гибких На гибких На гибких На кабеле « 5* приборов при испытании скважины трубах трубах трубах Проведенные PLT: 22 PLT: 19 PLT: 16 PLT:6 испытания точки точек 4- 1 спуск точек 4- 1 спуск спусков, TDP-P Общая толщина коллектора, метры 43 62 56 57,9 а £ Толщина ПА 4- II F, метры 10,2 12,0 9,80 11,5 ш 3 Пробурено в коллекторе, метры 665 605 546,5 70,5 ё Пробурено в II А 4- II F, метры 375 235 190,5 14,0 S и Отношение длин II А 4- II F/ общая длина 0,564 0,39 0,349 0,190 AOFP, Std M7d 4814100 5319000 4158300 1376800 Типичный профиль скважины представлен на рисунке 9-19. Интересно отметить, что при бурении скважин исполь- зовался полимерный буровой раствор, а при заканчивании скважин спускался щелевидный хвостовик. Как отмечалось в главе 2, ожидаемое загрязнение пласта значительно ниже для метры 1800 0 1 2 3 4 5 6 700 длина, м Рис. 9-19. Предложенный профиль горизонтальной скважины на площади Zuidwal. 373
высокопроницаемых коллекторов, чем для низкопроницаемых. Тем не менее, несмотря на использование полимерного буро- вого раствора, коллектор имеет загрязнение. Первоначально дебит скважин увеличивался во времени, что является при- знаком очищения ствола скважины (см. рисунок 9-20). Использование горизонтальных скважин привело к сниже- нию околоствольной турбулентности и увеличению дебита сква- жин. Графическая зависимость дебитов 3 горизонтальных сква- жин от их длин представлена на рисунке 9-21. ВЫВОДЫ В главе 9 представлено обсуждение возможно- сти применения горизонтальных скважин в газовых коллекто- давление Рис. 9-20. Профиль продуктивности горизонтальной скважины, показываю- щий влияние очистки от бурового раствора, Zuidwal, Нидерланды. 374
Рис. 9-21. Данные о продуктивности трех горизонтальных скважин, показы- вающие соотношение между длиной скважины и ее дебитом. рах. Приведенные материалы показывают целесообразность применения горизонтальных скважин как в низко-, так и в высокопроницаемых коллекторах. В низкопроницаемых кол- лекторах горизонтальные скважины увеличивают область дре- нирования за определенный интервал времени. В высокопро- ницаемых коллекторах горизонтальные скважины снижают околоствольную турбулентность, увеличивая дебит скважины. Использование горизонтальных скважин в газовых коллекто- рах является высокоэффективным. 375
СОДЕРЖАНИЕ Глава 1. КОНЦЕПЦИЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН. ... 7 Глава 2. КОНЦЕПЦИЯ РАЗРАБОТКИ КОЛЛЕКТОРА........ 34 Глава 3. РЕШЕНИЯ ДЛЯ СТАЦИОНАРНОГО СОСТОЯНИЯ.... 72 Глава 4. ВЛИЯНИЕ ЭКСЦЕНТРИЧНОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ. 110 Глава 5. СРАВНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ВЕРТИКАЛЬ- НЫХ СКВАЖИН С ГИДРОРАЗРЫВОМ.................... 125 Глава 6. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ ПРИ НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ РЕ- ЖИМЕ.......................................... 163 Глава 7. ПСЕВДОУСТОЙЧИВЫЙ РЕЖИМ ПРИТОКА........ 202 Глава 8. ОБРАЗОВАНИЕ ВОДЯНЫХ И ГАЗОВЫХ КОНУСОВ В ВЕР- ТИКАЛЬНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ..... 250 Глава 9. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ В ГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТО- РАХ............................................ 326 Глава 10. ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В СТВОЛЕ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВА- ЖИНЫ........................................... 376 Приложения..................................... 414