Исследование горизонтальных скважин

     ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

     ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБЩЕСТВЕННОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ  ВЫСШЕГО  ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

     ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ 
 

     Кафедра геофизических 

     методов исследования скважин 
 

     Курсовая  работа

     по  Горизонтальным скважинам 
 

     Исследование  горизонтальных скважин 
 

     Выполнила: 

     Студентка группы ГИСзс-04

     Сахарова  Ирина Николаевна

     «______» ____________2007г. 
 

     Руководитель: 

     Касимов Малик Мансурович

     «______»____________2007г.

     Оценка_____________________

ОГЛАВЛЕНИЕ 

Введение

      Получение информации о параметрах пористой среды  и вскрывающих ее скважин газогидродинамическими методами исследования является одной  из основных задач при поиске, разведке и разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Информацию о параметрах пласта и скважин можно получить практически при любом состоянии скважин.

      За  последние 20 лет значительное число месторождений осваивается с использованием горизонтальных скважин. Для таких скважин не разработаны общепринятые, или хотя бы временные, методические руководства (инструкции), пригодные для определения с приемлемой точностью таких параметров как: пластовое и забойное давление, распределение температуры в пласте и по стволу скважины при наличии и отсутствии в разрезе зоны многолетней мерзлоты, распределение дебита в интервале вскрытия пласта, проницаемости, проводимости, пъезопроводности, коэффициентов гидравлических и фильтрационного сопротивлений.

      Перечисленные параметры определяются методами исследования скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации, а также по данным их эксплуатации.

      В данной работе раскрыты такие вопросы  как: методы получения исходных данных при разработке месторождений горизонтальными скважинами и особенности горизонтальных скважин. Также приведен пример технологии исследования горизонтальных скважин на практике в ОАО «Нижневартовскнефтегеофизике».

Глава 1. Исследование горизонтальных скважин

1.1 Методы получения исходных данных при разработке месторождений горизонтальными скважинами

      Исходные  данные, необходимые для подсчета запасов газа, нефти и конденсата, проектирования разработки месторождений и анализа результатов разработки месторождения, получают путем:

• геофизического, гидрогеологического, газоконденсатного и газогидродинамического исследования скважин;
• лабораторного изучения образцов пористой среды, насыщающих 
  ее флюидов, бурового шлама и т.д.;
• использования данных, полученных в процессе разработки эксплуатационных, нагнетательных, наблюдательных и пьезометрических скважин.

      Объем информации, получаемой при применении горизонтальных скважин, тесно связан с числом, вскрываемых пропластков, наличием соответствующей техники и технологии исследования горизонтальных скважин. Ограниченный объем информации, получаемый при использовании горизонтальных скважин, имеет место практически при всех методах исследования. Противоречие между необходимостью получения информации о большем числе параметров, используемых при создании геолого-математических моделей месторождений и их фрагментов, и возможностью горизонтальных скважин требует:

• в процессах поиска и разведки месторождений нефти и газа 
  использовать данные, полученные в вертикальных скважинах, или пробурить вертикальные «фальш-стволы» при разбуривании залежи горизонтальными скважинами для изучения продуктивного разреза;
• выбрать при вскрытии неоднородных пластов (пласты, как правило, неоднородные) соответствующий наклон, позволяющий вскрыть все пропластки и получить по ним необходимую информацию;
• оборудовать горизонтальный ствол соответствующей глубинной 
  техникой для электромагнитной передачи информации о давлениях, 
  температуре, скорости потока, плотности притекающей смеси и т.д. на различных его участках на постоянно-действующей основе.

      Перечисленные выше пути получения информации при  геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных и гидрогеологических исследованиях горизонтальных скважин, требуют создания соответствующих теоретических основ, техники и технологии этих исследований, позволяющих получить достоверную информацию о параметрах пласта и о самих скважинах. К этому перечню следует добавить и специальные исследования, проводимые в процессе эксплуатации скважин для определения связи градиента давления с разрушением призабойной зоны и деформацией пласта, характера изменения гидравлического сопротивления труб по длине горизонтально- го ствола, выноса примесей с забоя, подъема газоводяного (газонефтяного) контакта и т.д. К настоящему времени практически все перечисленные проблемы исследования горизонтальных газовых скважин не решены или же частично решены весьма приближенно.

      В работе по исследованию приведены и  рекомендованы для использования имеющиеся приближенные методы газогидродинамических и газоконденсатных исследований горизонтальных скважин, позволяющие получить приемлемые по точности величины искомых параметров. К ним относятся методы определения:

1. забойных давлений горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин различных конструкций по величине радиуса кривизны, наличия в горизонтальной части ствола фонтанных труб, а также наличия в потоке газа жидкости при движении газа по горизонтальной части ствола;
2. производительности горизонтальных газовых скважин при не линейном законе фильтрации газа в однородных изотропных и анизотропных пластах при постоянном по длине горизонтального ствола забойном давлении;
3. производительности горизонтальных газовых скважин при нелинейном законе фильтрации газа в пористой среде и переменном по длине ствола забойном давлении;
4. влияния асимметричности расположения горизонтального ствола по толщине залежи, относительно контуров питания и при произвольном размещении на производительность горизонтальных скважин;
5. влияние полноты вскрытия вдоль или поперек удельной площади дренируемой горизонтальной скважиной и асимметричности расположения горизонтального ствола при его длине меньшей, чем длина зоны дренирования;
6. параметров пластов, вскрытых горизонтальными скважинами по кривым восстановления забойного давления и по кривым стабилизации забойного давления и дебита после пуска скважины в работу на одном из режимов.

      Все перечисленные выше методы проверены  сравнением с точным численным решением, полученным путем создания геолого-математических моделей фрагментов однородных и неоднородных месторождений и проведения математических экспериментов с известными параметрами, использованными при создании модели. Из этого следует, что погрешности предложенных простых аналитических методов определения параметров пласта и горизонтальных скважин допустимые, и могут быть использованы при практических расчетах.

1.1.1 Технология газогидродинамических исследований горизонтальных газовых скважин

      Как и в вертикальных скважинах в  горизонтальных газовых и газоконденсатных скважинах газогидродинамические исследования проводятся двумя методами, отличающимися режимом фильтрации, а именно: на стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Технология проведения этих исследований в горизонтальных скважинах аналогична технологиям используемым при исследовании вертикальных скважин. Теоретические основы этих методов не идентичны с теорией исследования и обработки полученных результатов в вертикальных скважинах.

      Ниже  приведены основные отличительные  признаки исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

      При исследовании на стационарных режимах фильтрации

      На  результаты исследования горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации влияют следующие факторы, присущие конструктивным особенностям таких скважин:

• длительность стабилизации забойного давления и дебита на режимах, несопоставимая с продолжительностью их стабилизации в вертикальных скважинах и связанная с формой зоны дренирования, емкостными и фильтрационными свойствами вскрываемых пропластков, расположением и конструкцией горизонтального ствола. Значительные дебиты горизонтальных скважин, в несколько раз превышающие производительность вертикальных, и длительность процесса стабилизации давления и дебита на каждом режиме создают необходимость разработки новых методов исследования таких скважин на стационарных режимах с целью сокращения продолжительности исследования, охраны окружающей среды и природных ресурсов углеводородов;
• переменность забойного давления по длине горизонтального 
  ствола при сравнительно больших дебитах скважин и длинах горизонтального ствола, что затрудняет точность определения производительности таких скважин и параметров пласта по результатам их исследования;
• асимметричность расположения горизонтального ствола по толщине пласта и относительно контуров питания по геологическим и технологическим причинам;
• отсутствие математически доказанного радиуса контура питания R_к, связанного с формой зоны дренирования и полнотой вскрытия вдоль или поперек удельной площади, приходящейся на долю исследуемой скважины;
• степень участия в притоке газа к горизонтальному стволу, связанный с вскрытием каждого пропластка и их емкостными и фильтрационными свойствами, а также удельными запасами газа в них;
• различие законов фильтрации по длине горизонтального ствола в зависимости от потерь давления на горизонтальном участке скважины при наличии и отсутствии фонтанных труб на этом участке и конструкции этих труб;
• величина пластового давления, используемая при обработке результатов исследования и зависящая от расположения горизонтального ствола по толщине, высоты этажа газоносности, фильтрационных свойств вскрываемого пласта (пропластков) и параметра анизотропии;
• точность определения забойного давления с учетом амплитуды колебания по вертикали горизонтального ствола и профиля вскрытия скважиной пласта при имеющейся последовательности залегания пропластков с различными фильтрационными свойствами.

      Перечисленные выше факторы должны быть учтены при  планировании работ по исследованию горизонтальных скважин и обработке результатов, полученных методом установившихся отборов. С влиянием этих и многих других факторов связаны погрешности определяемых параметров скважин и пластов при использовании данных исследования на стационарных режимах.

      При исследовании на нестационарных режимах фильтрации

      На  результаты исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации влияют следующие факторы, связанные с конструктивными особенностями таких скважин:

• наличие низкопроницаемых и непроницаемых пропластков при вскрытии горизонтальным стволом одного из пропластков и значительность параметра анизотропии;
• близость непроницаемых границ, т.е. кровли и подошвы, или контакта газ-вода (газ-нефть при вскрытии газонефтяных пластов), отражающихся на форме кривых восстановления давления, в особенности при асимметричном расположении ствола по толщине;
• изменчивость забойного давления вдоль горизонтального ствола, а следовательно, и интенсивность восстановления давления на различных участках ствола;
• значительность длины вскрытия пропластков с различными емкостными и фильтрационными свойствами, влияющей на интенсивности восстановления и стабилизации забойного давления при останове и пуске горизонтальных скважин.

      Влияние перечисленных выше факторов на результаты исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации были изучены с использованием моделей фрагментов и численного решения задач по определению параметров пласта по данным кривых восстановления и стабилизации забойного давления и дебита после пуска скважины. Теоретические основы методов определения параметров горизонтальной скважины и пласта по данным их исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации изложены в соответствующих разделах данного пособия. Поэтому в данном разделе излагаются основополагающие принципы замеров различных параметров для использования их при обработке результатов исследования горизонтальных скважин. Кроме того, в данном разделе проанализированы факторы, искажающие достоверность определяемых параметров. Из представленного материала следует, что в настоящее время в недостаточной степени изучены методы определения параметров пластов и горизонтальных скважин, и поэтому предлагаемое учебное пособие должно носить временный характер. При этом следует подчеркнуть, что получение новых сравнительно простых, но с достаточной степени точных формул для определения параметров пластов и горизонтальных скважин по результатам газогидродинамических методов сопряжено с большими математическими трудностями в силу сложности формы зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, вскрытием пластов, анизотропией залежи, потерями давления подлине ствола, т.е. изменчивостью забойного давления по длине ствола и т.д.

1.1.2 Техника, приборы и аппаратура для исследования горизонтальных скважин

      Техника, применяемая на газовых месторождениях Российской Федерации в процессах исследования и эксплуатации скважин, не соответствует уровню мирового лидера производства природного газа, превышающему 500 млрд м³ в год. Принципиально существуют две возможности для определения термобарических параметров пласта и скважин, дебита газа, твердых и жидких примесей, работающих интервалов продуктивного разреза, вскрытого вертикальным и наклонным стволами. В России не выпускаются лубрикаторы, передвижные установки для газогидродинамических и газоконденсатных скважин, не разработаны глубинные комплексы, спускаемые в скважины с электромагнитной передачей информации о продуктивном разрезе.

      Основным  источником информации, получаемой в эксплуатационных скважинах, являются устьевые замеры давления и температуры и дебитов газа и жидкости на замерных устройствах, установленных на так называемых факельных линиях. При кустовом размещении скважин и незначительных депрессиях на пласт отсутствие замера дебита

      каждой  скважины отрицательно сказывается  на контроле за обводнением, отложением солей в скважинах, образованием гидратов и песчаных пробок. Отсутствие индивидуального контроля по скважине из-за неоснащенности каждой скважины соответствующими контрольно-измерительными средствами является одной из причин некачественного прогнозирования показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений. С такой технической оснащенностью использование горизонтальных скважин приведет к уменьшению объема и качества информации, полученных из скважин. Получение информации с помощью глубинных комплексов из горизонтальных скважин без стационарно установленных на горизонтальном участке ствола практически невозможно.

      Стационарно установленные глубинные комплексы, измеряющие давление, температуру, скорость потока, плотность, дебиты и т.д. на различных участках горизонтального ствола, могут быть вмонтированы на фонтанных трубах или же, если горизонтальный ствол открытый, то на соответствующих участках хвостовика.

      Информация, измеряемая глубинным комплексом, должна передаваться электромагнитными волнами и приниматься вторичными приборами на устье скважины, в принципе не исключена и возможность применения глубинных комплексов и на нестационарной основе. Но при этом необходимо глушение скважин, монтаж этого оборудования через соответствующие переходные устройства на хвостовике или на фонтанных трубах, затем спуск измерительного комплекса в горизонтальную часть ствола с последующим освоением скважины, исследования по программе и глушение для извлечения глубинного комплекса. Такой способ использования глубинных комплексов в горизонтальных скважинах связан с определенными технологическими трудностями и возможностью ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта. Поэтому сравнительно доступным способом определения параметров пласта и горизонтальной скважины является аналитический метод расчета давления и температуры газа по длине горизонтального ствола по известным устьевым давлениям, температуры, суммарного дебита скважины для заданной конструкции скважины. При этом технология проведения исследования остается идентичной технологии исследования вертикальных скважин. Результаты расчетов термобарических параметров горизонтальных скважин используются для обработки данных исследования таких скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

1.2 Особенности горизонтальных скважин

1.2.1 Конструктивные особенности горизонтальных скважин

      Используемое  понятие «горизонтальная скважина» не означает, что эта геометрически горизонтальный ствол. Как правило, реальный горизонтальный ствол характеризуется вертикальными колебаниями с амплитудой h>0,3 м. Переход ствола скважины от вертикального направления к горизонтальному характеризуется радиусом кривизны R. На рис. 1 схематично показан профиль горизонтальной скважины. По величине радиуса кривизны горизонтальные скважины условно делятся на: скважины с большим, средним и с малым радиусом кривизны, которые имеют R_б> 150 м; 40 < R_cр < 150 м и 4 < R_м< 8 м. Выбор радиуса кривизны для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному зависит от геологических, технических и технологических факторов, а также от местонахождения месторождения (шельф, наличие на территории месторождения объектов, где бурение скважин не разрешается и т.д.). От радиуса кривизны зависит длина ствола скважины, следовательно, и потери давления по стволу. Значительное увеличение длины ствола возможно для сокращения числа платформ при освоении морских месторождений, что связано с большими затратами на строительство этих платформ в ледостойком исполнении. Радиус кривизны ствола предопределяет необходимость разработки соответствующих методов для определения забойного давления горизонтальных скважин по известному устьевому давлению.

      Колебание горизонтального ствола по вертикали  обуславливает учет двух факторов, связанных с особенностями горизонтальных скважин. Первый из них предопределяет толщину вскрываемого пропластка, который можно вскрыть горизонтальным стволом. Вертикальные колебания горизонтального ствола зависят от технологий, разработанных различными фирмами. В настоящее время амплитуда колебания по предложенным технологиям бурения горизонтального ствола h_аm (см. рис. 1) изменяется в диапазоне 0,3<h_ам<3,0 м. Наилучшие показатели по величине амплитуды колебания достигнута фирмами «Эльф-Акитен» и «Коноко». По технологии этих фирм горизонтальные стволы, не выходящие за пределы толщины вскрываемого пропластка, могут быть пробурены при h = 0,5 м. Вторым фактором, который связан с величиной амплитуды колебания горизонтального ствола, является возможность образования гидрозатвора, схематично показанного на рис. 1. Такие гидрозатворы образуются при наличии в продукции скважины конденсата, воды, остатков бурового раствора и т.д. в условиях, когда интенсивность притока газа из каждого погонного метра вскрываемого участка невелика. Низкая интенсивность притока газа будет иметь место при ухудшенных фильтрационных свойствах вскрываемого пропластка, небольшой величины депрессии на пласт и очень больших длинах горизонтального ствола. Образование гидрозатворов существенно влияет на точность определения параметров горизонтальных скважин и вскрываемых ими пластов при определении этих параметров по данным устьевых замеров.

      Рисунок 1. Схема горизонтальной скважины 

      Расположение  горизонтального ствола одно из существенных факторов предопределяющих производительность горизонтальных скважин и устойчивость их эксплуатации без обводнения. Расположение горизонтального ствола обосновывается исходя из геологической особенности продуктивного разреза и типа залежи. Для однородных пластов при отсутствии опасности обводнения скважины подошвенной водой наилучшим является симметричное расположение горизонтального ствола по толщине, при котором при заданной величине депрессии на пласт -скважина обеспечивает максимальный дебит. Перемещение горизонтального ствола по толщине, т.е. его асимметричное размещение, приводит к снижению производительности горизонтальных скважин. Минимальную производительность горизонтальная скважина имеет, если ее ствол расположен у кровли или у подошвы продуктивного однородного пласта.

      Абсолютная  величина снижения дебита из-за асимметричности  расположения горизонтального ствола по толщине зависит от толщины вскрываемого пласта.

      Схема расположения горизонтального ствола по толщине показана на рис. 2а. Проведенные нами на геолого-математических моделях эксперименты показали, что снижение дебита горизонтальной скважины, связанное асимметричностью расположения ствола по толщине колеблется в диапазоне 2%<AQ<3\% от дебита при симметричном расположении и толщинах вскрываемых пластов 10 < h < 300 м.

      Расположение  горизонтального ствола относительно контуров питания также является характерной чертой горизонтальных скважин. Необходимость обоснования места расположения горизонтального ствола относительно контуров питания возникает при вскрытии на приконтурных частях продуктивных пластов массивного и пластового типов.

       Естественно, что чем дальше от контура  питания, т.е. от контурных вод, тем меньше опасность обводнения скважин. Поэтому горизонтальный ствол должен быть асимметрично расположен относительно контура газоносности. Схема расположения горизонтального ствола  

      Рисунок 2. Схемы расположения ствола горизонтальных скважин:

      1- симметричное; 2- ассиметричное

относительно контура показана на рис. 26. Асимметричное расположение горизонтальной скважины относительно контура газоносности также приводит к снижению производительности таких скважин. Наихудшим расположением по величине производительности горизонтальных скважин является асимметричное расположение, как по толщине пласта, так и относительно контура газоносности (рис. 2в). Двойное асимметричное расположение горизонтального ствола при значительной толщине пласта приводит к снижению дебита горизонтальной скважины до 38% по сравнению с дебитом симметричного расположения ствола.

       Полнота вскрытия (несовершенство по вскрытию) пласта горизонтальной скважиной является также особенностью таких скважин. При проектировании разработки газовых, газонефтяных и нефтяных месторождений проектное число скважин размещается по площади залежи. Каждая скважина при этом имеет свою удельную площадь дренирования. Как правило, размеры по длине (или ширине) этой площади значительно больше длины горизонтального ствола. Поэтому под полнотой вскрытия пласта горизонтальной скважиной понимается отношение длины горизонтального ствола к длине удельной площади, приходящейся на долю данной скважины. Схематично полнота вскрытия в плане горизонтальной скважиной удельной площади   по ее длине показана на рис. 3. 

      Рисунок 3. Схемы расположения ствола горизонтальных скважин:

      а,в  – симметричное; б,г-ассиметричное. 

      При длине горизонтального ствола L_rop, равной длине удельной площади L, т.е. L_гоp = L, горизонтальная скважина достигает максимальной производительности. При уменьшении длины горизонтального ствола, т.е.L_гоp < L производительность скважины интенсивно снижается. Количественная оценка влияния полноты вскрытия скважиной своей Удельной площади установлена нами экспериментально, с использованием геолого-математических моделей фрагментов с различными емкостными и фильтрационными свойствами. Эти результаты позже будут представлены в виде универсальных безразмерных зависимостей для их использования при проектировании разработки газовых и нефтяных месторождений.

1.2.2 Основные преимущества и недостатки горизонтальных скважин

      Горизонтальные  скважины в массовом порядке применяются, начиная с 1982 г., и в качестве средств для освоения нефтяных и газовых месторождений появились примерно на 130 лет позже вертикальных. Однако первые публикации о необходимости применения горизонтальных скважин (галереей) появились 70 лет назад. Стимулами, обуславливающими применение горизонтальных скважин, явились:

• низкие коэффициенты нефтеотдачи одно- и двухконтактных 
  залежей небольшой толщины нефтеносного пласта;
• необходимость освоения морских месторождений углеводородов;
• низко продуктивные залежи, требующие значительных интервалов вскрытия таких пластов;
• образование глубоких депрессионных воронок при кустовом размещении вертикальных скважин;
• неравномерное дренирование ресурсов нефти и газа отдельных 
  пропластков, имеющих различные емкостные и фильтрационные свойства и удельные запасы при их вскрытии вертикальными стволами;
• нерентабельность освоения значительного числа нефтяных и газовых месторождений при использовании вертикальных скважин и т.д.

      Перечисленные выше и другие факторы исключали  рентабельную разработку значительного числа нефтяных, нефтегазоконденсатных и газовых месторождений. Создание техники и технологии бурения горизонтальных скважин одновременно несколькими ведущими нефтегазодобывающими фирмами к концу 1970-х гг. позволило широко применять горизонтальные скважины для освоения новых и доразработки эксплуатируемых вертикальными скважинами месторождений. Наиболее существенные преимущества горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными заключаются:

• в увеличении производительности скважин при любых емкостных и фильтрационных свойствах продуктивных пластов;
• обеспечении рентабельности разработки маломощных, одно- и 
  двухконтактных, низко продуктивных, шельфовых и других нефтегазовых месторождений;
• Увеличении продолжительности периода постоянной добычи газа и доли начальных запасов, отбираемых в периоды нарастающей и постоянной добычи газа до 75-80%.
• увеличении коэффициента извлечения нефти маломощных нефтяных месторождений и нефтяных оторочек;
• увеличении коэффициента газоотдачи маломощных газовых месторождений путем оптимизации длины вскрытия пласта (пропластков), величины депрессии на пласт и расположения горизонтального ствола по толщине и по площади;
• вскрытии каждого объекта (пропластка) пропорционально их 
  емкостным и фильтрационным свойствам, а также удельным запасам газа и нефти;
• обеспечении равномерного дренирования каждого пропластка с учетом последовательности их залегания и профиля горизонтального ствола (горизонтальный, нисходящий и восходящий);
• снижении до минимума возможности образования глубоких депрессионных воронок;
• повышении устойчивой длительной эксплуатации скважин в условиях возможного разрушения призабойной зоны пласта и обвод нения скважин;
• регулировании подъема конуса подошвенной воды путем периодичного изменения конструкции фонтанных труб, спущенных в горизонтальную часть ствола.

      К числу недостатков горизонтальных скважин следует отнести:

• удорожание бурения на 10—50% при бурении горизонтальной части 
  ствола и дополнительные затраты за счет длины горизонтального ствола;
• технические и технологические трудности, связанные с освоением, исследованием и ремонтно-профилактическими работами в горизонтальных скважинах;
• возможность образования гидрозатворов при неправильном выборе профиля горизонтального ствола и оборудованием таких скважин фонтанными трубами;
• существенное влияние параметра анизотропии при вскрытии 
  горизонтальным стволом продуктивных неоднородных пластов.