Оптимизация размещения и порядка бурения многоствольных скважин в процессе мониторинга разработки Кравцовского месторождения — страница 7

  • Просмотров 252
  • Скачиваний 15
  • Размер файла 26
    Кб

скв. 12 в одноствольном и двуствольном исполнении. Расчеты на ПДГТМ показали, что из двухствольной скв. 12 можно получить дополнительно около 95 тыс. т нефти в отличие от одноствольной. В то же время бурение вторых стволов из некоторых скважин согласно расчетам на модели не улучшает технологические и экономические показатели. Это связано с геологическими особенностями конкретных участков. На самом деле, поскольку первые стволы

выполняют разведочную функцию и уточняют геологию, появляется реальная возможность определить эффективность бурения дополнительных стволов и скорректировать их траектории. Для изучения влияния различных геолого-физических факторов на эффективность бурения дополнительных стволов и обеспечения сопоставимости результатов были проведены расчеты на элементе пласта. Для элемента приняты средние характеристики залежи в

районе скв. 12. Расчеты показали существенную зависимость технологической эффективности вторых стволов от анизотропии по проницаемости пласта под скважиной и начальной нефтенасыщенной толщины пласта. Дебиты жидкости одноствольной и двуствольной скважин в расчетах задавались одинаковыми. На рис. 6 приведено поле нефтенасыщенности для элемента на 2050 г. при одноствольном и двуствольном исполнении проектной скв. 12 для

начальной нефтенасыщенной толщины 24 м и k /kz=4. Из него хорошо видно, что выработка элемента при одной и той же накопленной добыче жидкости выше при двуствольной скважине. Чем меньше отношение k /kr тем выше эффект от бурения двуствольных скважин по сравнению с одноствольнь Это объясняется более острыми гребнями обводнения cкважин, что ускоряет обводнение стволов. Так, при k Jkz=A K1 при 95%-ой обводненности и разработке одноствольной

скважиной составит 33,2 %, при двуствольной - 42,3 %, при у жденном k /kz - 42 %. Таблица 4 Показатели кху/кг Начальная нефтенасыщенная толщина, м 10 4 1 0,25 12 18 24 36 КИН: при одном стволе 38,5 33,2 29,4 28,4 13,2 24,9 33,2 43,1 при двух стволах 46,03 42,3 38,9 37,8 24,8 36,4 42,3 48,3 Относительный прирост КИН 0,20 0,27 0,32 0,33 0,88 0,46 0,27 0,12 Примечание. При определении КИН в зависимости от начальной нефтенасыщенной толщины пласта кху/кz=4. Прирост КИН может достигать 10,5 пунктов при равенстве

вертикальной и горизонтальной проницаемостей и еще выше при «обратной» анизотропии, когда вертикальная проницаемость кратно выше горизонтальной. Например, при КИН при 95%-ой обводненности при разработке одноствольной скважиной составит 28,4 %, двуствольной - 37,8 %. Такое соотношение проницаемостей может быть при развитии вертикальной трещиноватости пластов. В табл. 4 показан расчетный прирост КИН в зависимости от ани-зотропии