Размещено на http://www.allbest.ru/

ТЕМА «Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6»

1. Общие сведения о месторождении

Кравцовское месторождение (Д-6) расположено в акватории Балтийского моря в пределах Куршского участка шельфа России (рисунок 1.1). Расстояние до ближайшего берега составляет 23 км, до города Зеленоградска - 44 км (рис 1.1).

Открыто в 1983 году поисковой скважиной Д6-1. Скважина была пробурена до глубины 2393.0 м, вскрыла породы от кристаллического фундамента до четвертичных и установила промышленную нефтеносность в среднекембрийских отложениях.

Глубина моря на данном участке изменяется от 24.5 м до 37.5 м. Поверхность дна моря погружается в северном направлении. В южной части глубина достигает в среднем 28 м, в центральной части 30 м, на севере 34 м.

Климат в районе месторождения морской. Зима характеризуется небольшими колебаниями температуры воздуха, большой влажностью и облачностью с частыми осадками в виде мокрого снега и дождя. Температура изменяется от 0 до минус 10 С. Весна затяжная неустойчивая с частыми ночными заморозками. Лето прохладное. Температура воздуха изменяется от +10 до +30°С. Осень холодная, сырая, ветреная. Среднегодовая температура воздуха составляет +7.6°С. Преобладающее направление ветров западное и северо-западное. При сильных штормах высота волн 3 -- 5 м, в единичных случаях -9 м.

Обрамляющая суша имеет высокоразвитые промышленную и транспортную инфраструктуры. Все города и многочисленные населенные пункты связаны между собой сетью железных, шоссейных и грунтовых дорог.



Рис. 1.1. Обзорная схема района работ

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Геологическое строение месторождения и залежи

Геологическое строение Кравцовского месторождения и подсчетные параметры нефтяной залежи дейменаского надгоризонта изучены на основе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки, бурения и опробования семи скважин (Д6-1, Д6-2, Д6-3, Д6-4, Д6-5, 8-Кр, 10-Кр), ГИС.

Стратиграфический разрез месторождения полностью совпадает с разрезом прилегающей территории суши и включает фундамент представленного архейской группой и осадочный комплекс палеозойской, мезозойской и кайнозойской групп (рис 2.1). Общая толщина осадочного чехла на месторождении до 2339.4 м (скважина Д6-2).

Архейские отложения (Аг) являются самыми древними отложениями разреза Кравцовского месторождения и вскрыты бурением в скважинах Д6--1 и Д6--2 на глубинах 2356 м и 2404 м, соответственно.

Палеозойская группа представлена отложениями кембрия, ордовика, силура, девона и перми.

Кембрийские отложения включают нижний и средний отделы. Нижнекембрийские отложения сложены песчаниками, алевролитами. Толщина отдела 74-83 м. К среднекембрийским отложениям относится толща песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина отложений до 119 м. Нефтеносный (дейменаский) надгоризонт приурочен к верхней части среднекембрийских отложений. Толщина 69.9-74.4 м.

Отложения ордовикской системы разделены на нижний, средний и верхний отделы. Ордовикские отложения (покрышка), перекрывающие породы-коллектора дейменаского надгоризонта, представлены преимущественно переслаиванием мергелей и глинистых известняков, реже аргиллитов (в верхней части разреза). Мергели и известняки, слагающие ордовикскую покрышку, в основной своей массе состоят из очень мелких зерен (менее 0.01 мм) кальцита и глинистого тонко дисперсного вещества, в известняках отмечается примесь карбонатного детрита. Толщина их достигает 71-76 м.

Рис. 2.1. Литолого-стратиграфический разрез

В целом ордовикские отложения, вместе с залегающей выше мощной толщей аргиллитов силурийской системы, являются благоприятными флюидоупорами и служат надежной покрышкой залежи в среднекембрийских породах-коллекторах.

Силурийские отложения включают нижний и верхний отделы. Нижний силур в основании представлен маломощными карбонатными отложениями, но большую часть разреза слагают аргиллиты с прослойками мергелей. Толщина 148-155 м. Верхний силур представлен аргиллитами и мергелями с прослойками известняков. Толщина 744-849 м.

Девонские отложения, в составе которых выделены все три отдела, представлены песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами, известняками, доломитами. Толщина 483-592 м.

Пермские отложения, включающие только верхний отдел, сложены ангидритами, доломитами, известняками, гипсами с эпизодическим развитием каменной соли. Толщина 88-124 м.

Мезозойская группа представлена отложениями триаса, юры и мела.

Отложения триаса включают только нижний отдел и представлены пестроцветной толщей карбонатных глин с редкими прослоями мелкозернистых кварцевых песчаников, алевролитов, известняков. Толщина 262-282.5 м.

Отложения юрской системы представлены верхним отделом и сложены известняками с прослоями глин, песчаниками и мергелями. Толщина 74-104.5 м.

Меловые отложения сложены песчаниками, алевролитами, прослоями глин и известняками. Толщина 73.7-96 м.

Кайнозойская группа представлена четвертичными отложениями и сложена разнозернистыми песками, гравием, илами. Толщина 17.8-27 м.

Кравцовская структура расположена в пределах Куршского тектонического блока, приуроченного к экваториальной части Балтийской синеклизы. Здесь в отложениях ордовикско-кембрийской толщи выделяется ряд валообразных поднятий. К центральной части (поднятие Д-6) одного из них - Западно-Ниденскому валу - приурочено Кравцовское месторождение, являющееся самым крупным по размерам и запасам среди открытых на море и обрамляющей суши.

Залежь нефти выявлена в дейменаском надгоризонте среднего кембрия. В отложениях этого надгоризонта на прилегающей суше (Россия, Литва) открыто свыше 20 месторождений нефти.

Современный структурный план поднятия Д6 в 1998 г. уточнен сейсморазведочными работами МОГТ-ЗД. Согласно им, по кровле продуктивного пласта Д6 представляет собой сложнопостроенную антиклинальную складку, осложненную сводовыми поднятиями и системой дизъюнктивных нарушений.

Субмеридианальный сброс амплитудой до 30 м, проходящий через центральную часть складки Д6 делит ее на два крупных блока: А (западный) и Б (восточный).

В блоке А выявлено наиболее крупное на структуре Д6 брахиантиклинальное поднятие с осью ориентированной параллельно сбросу с северо-запада на юго-восток.

В блоке Б прослеживается примыкающий к южной части центрального сброса прогиб, имеющий форму грабена и разделяющий наиболее высоко приподнятые части структуры в блоках А и Б. В западной части грабена амплитуда сброса достигает 25 м, в восточной 20 м.

В платообразной части поднятия Д6 (блок Б) диагональные и поперечные разрывные нарушения формируют его мелкоблоковое строение с морфологически разными структурными элементами: прогнутую часть (скважина Д6-5) и приподнятую часть в смежном микроблоке в виде приразломного куполовидного поднятия (скважина Д6-3).

В блоке А пробурены скважины: Д6-1, Д6-2, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр, в блоке Б скважины: Д6-3, Д6-5.

Положение водонефтяного контакта (ВНК) принято на абсолютной отметке минус 2177 м по данным опробования скважин и интерпретации материалов ГИС. Пять скважин (Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр) оказались в контуре залежи, остальные две (Д6-2, Д6-5) в законтурной области. Все внутриконтурные скважины, кроме скважины 8-Кр, вскрыли ВНК.

Залежь нефти массивная, приуроченная к ловушке структурного типа, осложненной тектоническими нарушениями. Размеры залежи в пределах ВНК: 9.2 х 4.6 км, этаж нефтеносности равен 41 м.

Абсолютная отметка глубины залегания пласта в своде минус 2132.2 м. Коэффициент заполнения ловушки 0.89 достаточно высокий для залежи данного региона.

Карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта нефтяной залежи дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р показана на рис. 2.1.

Геологические разрезы скв. Д6-4, 8-Кр, Д6-1, 10-Кр, Д6-2; скв.Д6-3, Д6-5, Д6-2 и скв.Д6-4, Д6-3 представлены на рис. 2.3; 2.4 и 2.5.

Глубины, отметки и толщины пластов и непроницаемых пропластков по скважинам дейменаского надгоризонта приведены в таблице.2.1.

Выделение коллекторов осуществлялось по комплексу ГИС фиксацией «прямых признаков» проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласты, либо посредством количественного критерия АГК, установленного путем статистической обработки массивов данных, полученных на основе «прямых признаков».

Характеристики толщин дейменаского надгоризонта приведены в таблице 2.2.

Горизонтальная скважина 8-Кр не вскрыла ВНК (вскрытая толщина 16.4 м), статистическая характеристика толщин в таблице приведена без учета данной скважины. Величина общей толщины изменяется в пределах 58.9-74.4 м, а нефтенасыщенной - от 15.8 до 39.8 м. Общая толщина в среднем по пласту составила 67.4 м, эффективная нефтенасыщенная -- 25.6 м. На графическом приложении 5 представлена карта эффективных нефтенасыщенных толщин дейменаского надгоризонта. Максимальная нефтенасыщенная толщина по залежи (до 40 м) приходится на блок А (район скважин Д6-1 и 8-Кр). На восточном крыле (блок Б) максимальная толщина достигает 20 м.

В таблице.2.3 приведены статистические показатели характеристик неоднородности дейменаского надгоризонта. Коэффициент песчанистости нефтяной зоны 0.92, законтурной зоны -- 0.86. Коэффициент расчлененности надгоризонта: в нефтяной зоне 3.6, в законтурной зоне -- 4.5.

Рис. 2.2. Геологический разрез продуктивных отложений дейменасского надгоризонта Кравцовского месторождения

Таблица 2.1. Глубины, отметки и толщины дейменаского надгоризонта по скважинам Кравцовского м/р

Продолжение таблицы 2.1

Продолжение таблицы 2.1

Продолжение таблицы 2.1

Таблица 2.2. Характеристики толщин продуктивных пластов дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р

Таблица 2.3. Статические показатели характеристик неоднородности пластов-коллекторов дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р

Во вновь пробуренных скважинах 8-Кр и 10-Кр проведены исследования гидродинамическими методами. Скважина 8-Кр опробовалась в интервале открытого горизонтального ствола на отметке 2364.4 -- 2575.0 (минус 2130.1 -- 2145.8) м, получен безводный приток нефти, максимальное значение дебита составило 580.8 м /сут, коэффициент продуктивности при этом составил 404.7м³/(сут*МПа). Скважина 10 опробовалась в интервале 2180.0 - 2201.5 (минус 2136.4 - 2157.9) м, получен приток нефти и воды с незначительным газосодержанием. Значения дебитов жидкости от 103 до 234 м³/сут.

2.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышки

По нефтенасыщенной части разреза дейменаского горизонта (скважины Д6-1, Д6-3, Д6-4, 10-Кр) с отбором керна всего пробурено 116.6 м, отобрано 103.2 м керна, при этом по скважине 10-Кр с отбором керна пробурено 39.8 м, вынос керна в нефтенасыщенной части пласта по скважине составил 95.5%.

Высокий процент выноса керна (88.5 %), его массовые лабораторные исследования, а также данные, полученные при проведении геофизических исследований и работ по испытанию пластов (ИПТ), позволили получить представительную и достоверную информацию о фильтрационно-емкостных свойствах пород, как отдельных пластов, так и всего продуктивного надгоризонта.

Из анализа керна следует, что основную часть дейменаского надгоризонта составляют однородные и мономинеральные кварцевые разнозернистые песчаники с прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов.

Песчаники имеют различную степень сортировки и окатанности зерен. В кровле степень сортировки и окатанности зерен улучшается, вниз по разрезу ухудшается. Подавляющее большинство зерен имеет полуокатанную форму.

Содержание цемента в песчаниках дейменаского надгоризонта до 5%. Песчаники, в основном, средне- и крепкосцементированные. Слабосцементированные слои маломощны и редки.

Карбонатность разреза незначительна и, в целом, не влияет на фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.

Тип коллектора дейменаского надгоризонта преимущественно поровый. При этом по всем скважинам при визуальном описании пород, как в керне, так и в шлифах фиксируется наличие трещин в песчанике. На образцах, приуроченных к продуктивной части надгоризонта, трещины горизонтальные и крутопадающие с нефтяной пропиткой.

Ордовикские отложения (покрышка), сложены плотными породами и характеризуются крайне низкими значениями открытой пористости (2-4%) и проницаемости (менее 1*10" мкм ).

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивного пласта представлена в таблице.2.4.

При изучении фильтрационно-емкостных свойств кернового материала использована практически вся его выборка. К уже имеющему керновому материалу дополнились данные по скважине 10-Кр, по горизонтальной скважине 8-Кр керн не отбирался. Статистическая обработка показала, что диапазон изменения и средние значения коэффициентов открытой пористости определенные по данным лабораторных исследований керна не изменились (К_п=0.12). Это свидетельствует как о представительности кернового материала, так и о достоверности полученных значений коэффициентов пористости.

Данные замеров проницаемости образцов керна свидетельствуют о широком диапазоне изменения этого параметра от 0.5 до 1026.9*10" мкм . Средние значения проницаемости, определенные параллельно (0.127 мкм) и перпендикулярно (0.099 мкм²) напластованию показывают, что в целом величина анизотропии по анализируемым образцам невелика.

В процент наиболее часто встречающихся случаев входят образцы с проницаемостью от 0.01 до 0.05 мкм (36.5--47.6 %), затем - от 0.05 до 0.1 мкм (20.7-19.8 %) и от 0.1 до 0.2 мкм² (17.8-11.1 %) (табл.2.5).

Таблица. 2.4. Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р

Таблица 2.5. Статистические ряды распределения проницаемости продуктивных пластов

По данным ГИС пористость с учетом новых данных меняется в пределах от 6 до 21 %, среднее значение осталось прежним - 13%.

Проницаемость, определенная по данным гидродинамических исследований скважин, проведенным в процессе испытания пластов варьирует от 0.061 до 0.890 мкм , составляя в среднем 0.252 мкм , в т.ч. по нефтенасыщенной части залежи 0.372 мкм .

Значения остаточной водонасыщенности, определенные по данным капилляриметрического метода изменяются в пределах от 3 до 45%, среднее значение равно 10%.

Из таблицы.2.4 видно, что величины остаточной водонасыщенности по данным ГИС сопоставимы с результатами определения этого параметра по керну.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности, рекомендуемый для проектирования, принят по данным ГИС и составляет в среднем по месторождению 0.86.

Физико-гидродинамические параметры, такие как гидропроводность и пьезопроводность пласта, а также подвижность нефти определены по результатам определения этого параметра по керну.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности, рекомендуемый для проектирования, принят по данным ГИС и составляет в среднем по месторождению 0.86.

Физико-гидродинамические параметры, такие как гидропроводность и пьезопроводность пласта, а также подвижность нефти определены по результатам испытаний скважин Д6-1, Д6-3 и Д6-4 с учетом данных лабораторных исследований глубинных проб пластовой нефти и ГИС.

Значения гидропроводности в нефтяной зоне пласта по вертикальным скважинам варьируют от 0.26 до 2.9 мкм *м/(мПа*с), составляя в среднем 1.66 мкм *м/(мПа*с). Коэффициент гидропроводности в районе горизонтальной скважины 8 составил 11.1 мкм²*м/(мПа*с). Пьезопроводность пласта в нефтяной зоне изменяется в пределах 0.26-1.79 м/с, в среднем 0.84 м/с. Подвижность нефти варьирует от 0.07 до 0.51 мкм /(мПа*с), в среднем 0.23 мкм /(мПа*с). Наибольшие их величины отмечаются по скважине Д6-1. Коэффициенты вариации этих параметров 0.58-0.69.

Оценка коэффициента вытеснения нефти пластовой водой проводилась в лаборатории физики пласта ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» по ОСТу 39-195-86 /3/. Эксперименты выполнены на моделях пласта, составленных из семи образцов керна скважины 10-Кр, отобранных из продуктивных отложений дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения. Коэффициент вытеснения составил 0.68, средняя проницаемость составного образца равна 160*10" мкм (таблица.2.6).

2.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды из дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения изучены по поверхностным и глубинным пробам.

Физические свойства нефти Кравцовского месторождения изучены по исследованиям глубинных и поверхностных проб, отобранных из скважин: Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр, при различных условиях P-V-T и представлены в таблице.2.7.

Свойства нефти и воды продуктивного горизонта в пластовых условиях изучены по пробам из новых скважин 8-Кр, 10-Кр и приведены в таблице.2.8. Из таблицы видно, что пластовая нефть дейменаского надгоризонта легкая (р_н=790 кг/м³), маловязкая ([µ_н=1.72 мПа*с), объемный коэффициент 1.08. Газосодержание пластовой нефти равно 24.9 м /т. Давление насыщения нефти газом составляет 2.93 МПа. Пластовое давление превышает давление насыщения на 21.3 МПа. Нефть в пластовых условиях значительно недонасыщена газом.

Составы газа стандартной сепарации, суммарного при дифференциальном разгазировании, а также нефти пластовой и после её разгазирования определены по результатам исследований проб из скважин 8-Кр и 10-Кр и приведены в таблице.2.9.

Таблица 2.6. Характеристики вытеснения нефти водой по нефтяной зоне продуктивного пласта дейменаского надгоризонта.

Таблица. 2.7. Основные результаты изучения физических свойств нефти Кравцовского месторождения по исследованиям глубинных и поверхностных проб.

Таблица. 2.8. Свойства нефти и воды продуктивного горизонта по пробам из скв. 8-Кр и 10-Кр

Таблица. 2.9. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Кравцовского м/р скв. по скв. 8-Кр и 10-Кр

Плотность разгазированной нефти по анализам из новых скважин изменяется в пределах 818 - 826 кг/м³, плотность нефти в стандартных условиях осталась без изменений и равна 0.826 г/см

Выделившийся при разгазировании газ метановый; плотность 1.405 кг/м³. Сероводород в газе не обнаружен. В составе газа содержится 8.3% азота, небольшая примесь углекислоты (0.7%) и инертных газов.

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, рассчитаны с учетом поверхностных проб взятых из скважин 8-Кр и 10-Кр.

Средние значения представлены в таблице.2.10. Согласно полученным данным основные физико-химические свойства нефти в стандартных условиях по пробам, отобранных из разных скважин, близки между собой.

Разгазированная нефть дейменаского надгоризонта легкая, начинает кипеть при 54°С, до 200°С выкипает 31% об., до 300°С - 51% об., средней вязкости, малосернистая (0.19 %), среднепарафинистая (3.9 %), малосмолистая (5.34 %). Динамическая вязкость нефти при 20°С 4.9 мПа*с. Температура застывания минус 11.3°С

Для проведения полного химического анализа пластовой воды использовано 17 проб. Установленное в пробах содержание ионов и примесей представлено в таблице.2.11. По химическому составу пластовые воды дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения хлоридные, кальциево-натриевые. Их минерализация варьирует от 168 до 204.4 г/л и в среднем составляет 192.2 г/л.

Газосодержание воды в пластовых условиях составляет в среднем 0.188 м /т, давление насыщения 3.55 МПа. Плотность воды в пластовых условиях меняется от 1124 до ИЗО кг/м, средняя по пласту равна 1127 кг/м , в поверхностных условиях -- 1141 кг/м, вязкость 0.66 мПа*с. Начальное пластовое давление равно гидростатическому.

Залежь подстилается подошвенной водой. Режим ее работы прогнозируется как активный, естественный упруговодонапорный.

Таблица. 2.10. Физико-химические свойства и фракчионный состав разгазированной нефти.

Таблица. 2.11. Содержание ионов и примесей в воде

2.4 Запасы нефти и газа

Запасы нефти продуктивного пласта нефтяной залежи дейменаского надгоризонта по категориям d и Сг по западному и восточному блокам Кравцовского месторождения утверждены ГКЗ (протокол ГКЗ РФ № 539-дсп от 17.11.1999г.) и поставлены на Государственный баланс в 1999 году.

К категории С₁ отнесены запасы в районе скважин, давших промышленные притоки нефти при опробовании в колонне (скважины Д6-1, Д6-3, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр).

К категории С₂ отнесены запасы неразведанных, периферийных участков залежи, примыкающие к участкам с запасами категории Ci.

Запасы категории С₂ оказались на участках залежи, где нефтенасыщенные толщины менее 7 м.

По площади залежь условно разделена на два подсчетных участка: западный или блок А (скважины Д6-1, Д6-4, 8-Кр, 10-Кр) и восточный или блок Б (скважина Д6-3).

Утвержденные подсчетные параметры, запасы нефти и растворенного газа обоснованы и рассчитаны раздельно для каждого блока и участка с категориями запасов C₁ и С₂ и в целом по месторождению (таблица.2.12).

Запасы нефти Кравцовского месторождения по категории C₁ числящиеся на балансе Росгеолфонда, составляют: геологические - 16473 тыс.т, извлекаемые - 7416 тыс.т; по категории С₂: балансовые - 5074 тыс.т, извлекаемые - 1636 тыс.т. По западному блоку геологические запасы 15698 тыс.т, по восточному -- 5849 тыс.т.

Утвержденные коэффициенты нефтеизвлечения по категориям запасов C₁ и С₂ составляют соответственно 0.450 и 0.322; в среднем по категориям С₁+С₂ - 0.420.

Таблица. 2.12. Сводная таблица подсчётных параметров и запасов нефти и растворённого газа продуктивного пласта дейменаского надгоризонта Кравцовского м/р

3. Геолого-промысловые и технологические особенности разработки Кравцовского месторождения

3.1 Краткий анализ результатов опробования и испытания скважин

По состоянию на 01.11.2004 на Кравцовском месторождении в дейменаском надгоризонте среднекембрийских отложений были проведены исследования в вертикальных и горизонтальной скважинах следующих интервалов:

в скважине Д6-1 - водонасыщенный интервал 2218.0-2229.0 (-2190.4-2201.4) м; нефтеводонасыщенный 2202.0-2213.0 (-2174.4-2185.4) м; нефтенасыщенные 2176.0-2198.0 (-2148.4-2170.4) м и 2202.0-2206.0 (-2174.4-2178.4) м;

в скважине Д6-2 - интервал водонасыщенный со следами нефти 2212.4-2216.9 (-2184.7-2189.2) м;

в скважине Д6-3 - водонасыщенные интервалы 2222.0-2232.0 (-2193.8-2203.8) м и 2206.0-2208.0 (2177.8-2179.8) м; нефтенасыщенный 2186.0-2200.0 (-2157.8-2171.8)

в скважине Д6--4 - водонасыщенный интервал 2218.0-2228.0 (-2190.3-2200.3) м; нефтенасыщенные 2203.5-2204.5 (-2175.8-2176.8) м и 2184.0-2198.0 (-2156.3-2170.3) м;

в скважине Д6-5 - водонасыщенный 2203.5-2207.0 (-2176.6-2180.1) м и 2237.0-2245.0 (-2210.1-2218.1) м;

в скважине 8-Кр - нефтенасыщенный 2364.4-2575.0 (-2127.9-2148.6) м;

в скважине 10-Кр - нефтенасыщенный 2180.0-2201.5 (-2144.2-2165.7) м.

Анализ результатов исследований первых пяти скважин а также последующие испытания двух новых скважин (скв. 8-Кр, 10-Кр) в 2004 г. позволили дополнить уже имеющуюся информацию о коллекторских и фильтрационных параметрах нефтенасыщенной части залежи. Результаты всех исследований представлены в таблицах 3.1. и 3.2.

Исследование вертикальной скважины 10-Кр осуществлялось в открытом стволе. При отработке скважины на дневную поверхность выносилась вода, которая по составу является пластовой с содержанием остатков раствора формиата натрия и морской воды (до 15-20 %).

Таблица 3.1. Основные результаты испытания объектов в разведочных и эксплуатационных скважинах Кравцовского месторождения

№ скв.	Интервал перфорации, м	Эффект, толщина, м	Флюид	Коэфф. продуктивности, мЗ/сут/МПа	Скин-эффект	Гидропроводность, мкм2*м мПа*с	Проницаемость, мкм2	Рпл. замеренное, МПа	Глубина замера, м	Начальное Рпл. Приведенное к ВНК (-2177м), МПа
				фактический	потенциальный без скин-эффекта	удельный на 1 метр
Д6-1	2218-2229	11	вода	141.7	>97.8	12.9	3.8	1.4	0.102	24.33	2183.0	24.26
	2202-2206	4	нефть	55.0	102.0	13.7	102.0	2.0	0.890	24.22	2167.8	24.29
	2202-2213	9	нефть+ вода	21.8	181.0	2.4	60.0	2.9	0.640	24.04	2167.0	24.11
	2176-2198	22	нефть	28.5	170.0	1.3	40.0	2.76	0.200	24.03	2142.1	24.29
Д6-2	2212.4-2216.9 откр.ствол	4.5	вода+ следы нефти	33.6	45.9	7.5	2.6	0.83	0.148	24.21	2186.0	24.11
				-	37.7	-	-	0.53	0.094	-	-	-
Д6-3	2222-2232	10	вода	26.5	106.0	2.6	14.2	0.77	0.061	24.45	2188.8	24.32
	2206-2208	2	вода	15.0	24.5	7.5	6.0	0.28	0.111	24.08	2170.0	24.16
	2186-2200	10.6	нефть+ вода 0,2%	14.7	84.0	1.4	35.4	1.1	0.150	24.08	2150.6	24.27
Д6-4	2218-2228	10	вода	20.4	121.0	7.10	7.1	0.74	0.060	24.25	2187.4	24.13
	2203.5-2204.5	1	нефть	6.2	18.5	6.2	14.5	0.26	0.467	24.27	2174.6	24.25
	2184-2198	10.4	нефть	18.3	67.3	1.8	23.0	0.96	0.138	23.9	2153.4	24.07
Д6-5	2203.5-2207	1.5	вода	14.2	57.0	9.5	22.2	0.8	0.340	24.32	2174.5	24.35
8-Кр	2364,4-2575,0 откр. ствол	201,0*	нефть	404.7	453.9	2	4.5	11.1	0.171741	20.17	1741.1	23,84**
10-Кр	2180,0-2201,5 откр. ствол	21.5	нефть, вода	-	-	-	-	-	-	-	1771.0	-
18-Кр	2253,6-2660 откр. ствол	406*	нефть	351							1778,9	23,24

Примечание: * - эффективная длина горизонтального участка ствола скважины; ** - текущее пластовое давление

Таблица 3.2 -- Результаты исследования скважин дейменаского надгоризонта

Наименование	Количество	Интервал изменения	Принятое среднее значение по пласту
	скважин	измерений
Нефтенасыщенная часть залежи
Начальное пластовое давление, МПа	3	6	24,07-24,29	24,21
Пластовая температура, °С	4	7	62,0-64,0	63,5
Дебит нефти, т/сут вертикальные скважины горизонтальная скважина	3 1	21 7	23,8-132,8 102,8-473,9	107,4 297,2
Газовый фактор, м /т	5	9	17,4-27,1	23,4
Удельная продуктивность, м3/(м-сут-МПа)	4	7	1,4-13,7	4,1
Гидропроводность, мкм -м/(мПа-с)	4	7	0,26-11,1	3,0
Проницаемость, мкм	4	7	0,121-0,890	0,372
Пьезопроводность, 10" м/с	4	7	2600-17950	8400
Водонасыщенная часть залежи
Начальное пластовое давление, МПа	5	6	24,11-24,35	24,22
Пластовая температура, °С	5	6	62,0-66,0	63,7
Дебит воды, м /сут	5	6	6,4-138,3	50,6
Удельный пластовый коэффициент продуктивности, м3/(м-сут-МПа)	5	6	2,0-12,9	7,0
Гидропроводность, мкм -м/(мПа-с)	5	6	0,28-1,40	0,8
Проницаемость, мкм	5	5	0,060-0,148	0,096
Пьезопроводность, 10~4 м2/с	5	5	5000-14600	6800

Примечание: значения давления приведены к ВНК.

Особенностью скважины 8-Кр является наличие открытого горизонтального ствола в пласте, длиною 201 м. Запуск скважин в работу производился с помощью УЭЦН. С началом фонтанирования скважины отрабатывались на штуцерах с различными диаметрами от 5,0 до 11,1 мм. Продолжительность отработок и регистрации КВД в этих исследованиях была увеличена по сравнению с ранее проведенными в скв. Д6-1 - Д6-5 (менее 15 ч) и достигала 24 часов.

Гидродинамические исследования методами установившихся отборов и восстановления давления проведены с помощью глубинного и палубного оборудования сервисной компании «Шлюмберже».

Испытания сопровождались регистрацией процесса изменения забойного давления глубинными датчиками Phoenix MTD. Проведенные исследования оценены как технически успешные. Снижение информативности испытания по скважине 10-Кр связано с отсутствием на момент проведения работ специального оборудования для замера дебитов.

Фильтрационно-емкостные и коллекторские характеристики объекта по скважине 8-Кр оценивались по кривой восстановления забойного давления методами диагностическим и производных давления, суперпозиции, детерминированных моментов текущей депрессии. Промышленная значимость интервала исследования определялась по индикаторным диаграммам (ИД) и по КВД методом идентификации.

Индикаторные диаграммы по нефтенасыщенной части залежи, дополненные результатами исследования скважины 8-Кр, до депрессии 7.1 МПа хорошо описываются прямолинейной зависимостью, что указывает на проявление в прискважинных зонах пласта линейного закона Дарси.

Максимальное значение дебита нефти получено в скважине 8-Кр на устьевом штуцере диаметром 11,0 мм и составляет 580,8 м /сут при депрессии на пласт 1.34 МПа или 5,7 % от величины пластового давления.

Фильтрационный поток в радиусе дренирования скважины характеризуется сменой различных режимов. Ранний участок отражает плоскорадиальную фильтрацию флюида вокруг дренируемой части пласта горизонтальным.

3.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов

Из результатов изучения геологического строения следует, что вся залежь нефти дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения находится в единой гидродинамической системе пласта. По объему залежи не отмечено существенных различий свойств нефти, воды и вещественного состава пород коллектора. По всей площади залежь подпирается подошвенной водой, характеризуется одинаковыми условиями разработки, следовательно, может рассматриваться, как один эксплуатационный объект.

Основные характеристики эксплуатационного объекта приведены в таблице 3.3.

3.3 Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону

Тип коллектора и обширная водонефтяная зона являются факторами, ограничивающими применение на Кравцовском месторождении ряда способов воздействия на пласт и призабойную зону. Так, например, для терригенных продуктивных отложений типа дейменаских песчаников неприменимы различные способы солянокислотного воздействия.

Поскольку на месторождении планируется бурение горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин это предопределяет особенности применения тех или иных способов воздействия на пласт и призабойную зону.

Возможности использования гидроразрыва пласта или каких-либо других способов создания трещин ограничены, т.к. весьма вероятно образование вертикальных трещин и преждевременное обводнение продукции скважин за счет подтягивания подошвенной воды.

В целях снижения загрязняющего воздействия буровых растворов на приствольную зону, происходящего при вскрытии продуктивного пласта, рекомендуется использовать полимерные буровые растворы на водной основе. В этом случае водоотдача промывочных жидкостей поддерживается на минимальном уровне, что обеспечивает создание тонкой и плотной защитной фильтрационной корки на стенках скважины. При создании депрессии и добыче продукции происходит удаление корки с поверхности коллектора. Естественная проницаемость продуктивных отложений практически полностью восстанавливается, т.е. проведение специальной процедуры очистки призабойной зоны в данном случае не требуется.

Таблица 3.3. Исходные геолого-физические характеристики дейменаского надгоризонта Кравцовского месторождения

Параметры	Ед.измерения	Значения
Средняя глубина залегания	м	2163
Тип залежи		массивная
Тип коллектора		поровый
Площадь нефтеносности	тыс.м2	25201
Средняя общая толщина	м	67.4
Средняя нефтенасыщенная толщина	м	11.2
Пористость	доли ед.	0.12
Средняя насыщенность нефтью	доли ед.	0.86
Проницаемость нефтенасыщенной зоны (по модели)	мкм	0.225
Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной зоны	доли ед.	0.92
Коэффициент расчлененности нефтенасыщенной зоны	доли ед	3.6
Пластовая температура	°с	63.5
Пластовое давление	МПа	24.2
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа*с	1.72
Плотность нефти в пластовых условиях	т/м3	0.79
Плотность нефти в поверхностных условиях	т/м3	0.826
Абсолютная отметка ВНК	м	-2177
Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1.08
Содержание в нефти	%
серы		0.19
парафина		3.9
Давление насыщения нефти газом	МПа	2.93
Газосодержание нефти	м3/т	24.9
Вязкость воды в пластовых условиях	мПа*с	0.66
Плотность воды в пластовых условиях	т/м3	1.127
Средняя удельная продуктивность скважин	м3/(сут*м*МПа)	4.1
Начальные балансовые запасы нефти (утв. ГКЗ РФ)	тыс.т	21547
в том числе по категориям С1\С2	тыс.т.	16473/5074
Начальные извлекаемые запасы нефти (утв. ГКЗ РФ)	тыс.т	9052
в том числе по категориям С1\С2	тыс.т.	7416/1636
Коэффициент нефтеизвлечения (утв. ГКЗ РФ)	доли ед.	0.42
в том числе по категориям С1\С2	доли ед.	0.45 / 0.322

На Кравцовском месторождении планируется вскрытие пласта скважинами с открытым забоем, что должно обеспечить сохранение естественной проницаемости.

Одной из основных проблем при проведении мероприятий по интенсификации притока в горизонтальных стволах скважин является достижение равномерного профиля притока, ограничение и изоляция прорывов воды. Использование регулируемых секционных фильтров (например, КРР. 146.03) позволяет разделить горизонтальный участок на ряд коротких интервалов и последовательно их обрабатывать, а в случае необходимости производить их отключение, что должно обеспечить более равномерную выработку всего интервала притока. Разработана и испытана технология изоляции интервалов притока воды в горизонтальных необсаженных стволах. Техническая сущность разработки заключается в следующем: в водоносный интервал закачивается структурированная гидрофобная вязкая жидкость для создания водоотклоняющей буферной оторочки вокруг ГС; затем в интервале водопритока устанавливается профильный перекрыватель, например конструкции ТатНИПИнефти ОЛКС-216У, который служит механическим барьером, противостоящим выдавливанию тампонирующего состава обратно в ГС под действием напора пластовых вод.

3.4 Анализ текущего состояния разработки

По состоянию на 01.11.2004г. на залежи пробурены вертикальная скв. 10-Кр с вертикальным завершением и скв. 8-Кр и 18-Кр с горизонтальным завершением.

Скв. 10-Кр в эксплуатации с июля 2004г. На 01.11.2004г. из скважины отобрано 9.4 тыс.м³ нефти и 4.8 тыс.м³ воды, текущий дебит нефти 125 м³/сут при обводненности 35% об. Коэффициент эксплуатации скважины за этот период 0.68. Наличие воды в продукции связано, вероятнее всего, с негерметичностью цементного моста с пакером, установленного на 17 м выше ВНК. Для ликвидации водопритока целесообразно провести изоляционные работы, например, установку цементного моста выше существующего.

Скв. 8-Кр эксплуатируется с августа 2004г. На 01.11.2004г. по скважине отобрано 30.9 тыс. м безводной нефти. Коэффициент эксплуатации скважины за этот период равен 0.94. Скважина устойчиво работает с дебитом 530-540 м³/сут.

09.11.2004 введена в эксплуатацию скв. 18-Кр с горизонтальным стволом длиной 406 м. По результатам гидродинамических исследований скважину рекомендуется эксплуатировать с дебитом не выше 400 м /сут.

3.5 Геолого-промысловые и технологические особенности проекта разработки

На данный момент, после анализа нескольких вариантов проектов разработки Кравцовского месторождения, выбран вариант, по которому разбуривание залежи предполагается вести горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами. Применение скважин таких конструкций позволяет увеличить их продуктивность за счет длины горизонтального участка, снизить депрессию на пласт, обеспечить более равномерный подъем ВНК и повышение степени выработки запасов углеводородов. Исходя из опыта разработки месторождений Калининградской области, следует, что для увеличения продолжительности периода безводной добычи нефти рабочая депрессия на забое скважин в начальный период эксплуатации не должна превышать ориентировочно 1МПа.

Рассматриваемый проект предполагает разработку 17 скважинами (скв. 10-Кр, 10 ГС и 6 РГС), пробуренными с ЛСП. Проектный уровень добычи нефти 700 тыс. т в год (таблица 3.4.). Длины горизонтальных стволов от 200 до 600м, горизонтальные участки скважин прокладываются на расстоянии 2-4 м от кровли залежи параллельно ей. Из шести РГС две имеют по два дополнительных горизонтальных ствола, четыре -- по одному. При этом предполагается, что в скв. 11 оборудование должно обеспечивать контроль эксплуатации каждого ствола в отдельности.

Таблица 3.4. Основные технологические показатели разработки Кравцовского м/р

Предполагается бурение РГС с основным горизонтальным стволом длиной 600 м и двумя дополнительными боковыми стволами по 400 м каждый. Расстояние от горизонтальных стволов до ВНК ~7-9 м.

Всего в данном варианте залежь разрабатывается 24-мя горизонтальными стволами. Суммарная длина горизонтальных стволов скважин 11700м. Дебиты скважин изменяются от 110 до 600 м³/сут.

В то же время использовать максимально потенциал горизонтальных скважин в условиях нефтяной залежи, подстилаемой водой, следует осторожно, т.к. неограниченное увеличение дебитов приводит к ускоренному обводнению скважин и соответственно, существенному росту накопленной добычи воды.

Горизонтальные участки скважин предлагается прокладывать на расстоянии 2-4 м от кровли залежи параллельно ей. В настоящее время можно утверждать, что в продуктивном пласте существуют зоны пониженной проницаемости или непроницаемые включения, но их положение и протяженность известны (достаточно ориентировочно) только в районе пробуренных скважин. Учитывая, что нефтяная залежь подстилается водой, только в ее центральной части забои скважин могут быть проложены на 10-15 м ниже кровли залежи. В краевых частях залежи размещение забоев скважин над слабопроницаемыми прослоями, т.е. всего на 2-4 м ниже кровли, может положительно сказаться на динамике добычи, т.к. в этом случае нефть к скважинам будет вытесняться водой по напластованию, а не за счет конусообразования. В то же время, нефть из под таких слабопроницаемых пропластков может извлекаться либо другими скважинами за счет интерференции, либо за счет бурения дополнительных стволов из пробуренных.

В рассматриваемом проекте разработки предусмотрено, что:

- давление на забое скважин не должно быть ниже 13 МПа, т.к. при этом давлении в процессе испытания скважин не наблюдалось разрушения призабойной зоны;

- скважины отключаются при обводненности 95% об.;

- коэффициент эксплуатации скважин равен 0.91 в 2004-2005гг. и 0.95 в дальнейшем; потенциал горизонтальных скважин позволяет в случае сверхнормативного простоя какой-либо скважины перераспределить дебиты и компенсировать добычу;

- скважины должны периодически останавливаться для проведения исследовательских и ремонтных работ; наиболее благоприятные условия для гидродинамических исследований скважины имеют в период фонтанной эксплуатации;

для транспортировки добываемой продукции по трубопроводу к береговым сооружениям по подготовке нефти предусмотрено использовать мультифазные насосы. Давление на устье скважин должно обеспечивать нормальную работу мультифазных насосов. При снижении давления на устье скважин ниже требуемых значений скважины переводятся на механизированный способ добычи с помощью УЭЦН.

Разработку залежи планируется осуществлять на естественном упруговодонапорном режиме дренирования.

3.6 Технология и техника добычи нефти и газа

Разработка Кравцовского месторождения по предполагается 17 нефтяными добывающими скважинами, из которых одна вертикальная, десять наклонно-направленных с горизонтальными окончаниями и шесть наклонно-направленных, разветвленных с горизонтальными окончаниями.

Одним из критериев перевода скважин на механизированный способ добычи нефти является величина давления на устье.

Исходя из условий доставки продукции скважин на берег мультифазным насосом, для перекачки максимальных объемов, давление на приеме насоса регламентируется значением 2.0 МПа. Это значение принято как критерий перевода скважин на механизированную добычу.

Исходя из условий эксплуатации морских месторождений, существуют объективные факторы, ограничивающие диапазон выбора способа механизированной добычи.

Наиболее приемлемыми для морских месторождений являются газлифтный способ эксплуатации и с применением установок электропогружных центробежных насосов (УЭЦН).

Ввиду отсутствия источника газа, на Кравцовском месторождении рекомендуется применение УЭЦН.

Компоновка внутрискважинного оборудования (ВСО) скважины 8 Кравцовского нефтяного месторождения представлены на рисунке 3.2.

Устьевое оборудование в целом не отличается от обычно применяемого для добывающих скважин. Однако должна быть предусмотрена возможность прокладки к электродвигателю токоподводящего кабеля, а также соответствующих линий к датчику давления и клапану-отсекателю. Гидравлическая линия малого диаметра соединяет клапан-отсекатель с аварийной системой отключения, которая при соответствующем изменении устьевого давления производит автоматическое закрытие клапана, перекрывая внутреннее сечение НКТ. Фонтанная арматура FMC-2-9/16-5K, применяемая в настоящее время, может быть рекомендована и в дальнейшем

Глава 4. Определение влияния геологических и технологических параметров на производительность горизонтальных скважин

4.1 Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин

Мировая практика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений на шельфе показывает, что одним из перспективных направлений разработки таких залежей является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличить нефтеотдачу.

Устойчивость работы горизонтальной скважины с большим дебитом требует изучения влияния нескольких факторов на производительность горизонтальных скважин. В частности, эти факторы включают: параметры пласта (проницаемость, анизотропию, депрессию на пласт и т.д.); расположение горизонтального ствола относительно кровли и подошвы и потери давления в горизонтальном стволе.

4.2 Влияния параметров пласта на производительность горизонтальных скважин

К настоящему времени для определения производительности горизонтальных скважин предложено значительное число методов. К основным методам следует отметить:

1. Метод Ю.П. Борисова, который допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму круга (рис 4.1.):

(4.1)

2. Метод S.D. Joshi, который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважины по площади, имеет форму эллипсоида (рис 4.1.):

(4.2)

(4.3)

3. Метод F.M.Giger, который допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида (рис 4.1.):

(4.4)

4. Метод G.I.Renard, J.M. Dupuy, который допускает, что зона дренируемая горизонтальной скважиной по площади, имеет форму эллипсоида (рис 4.1.):

(4.5)

5. Метод З.С. Алиева, В.В. Шеремета, который допускает, что зона, дренируемая горизонтальной скважиной, имеет форму полосообразного пласта, полностью вскрытого горизонтальным стволом (рис 4.1.):

(4.6)

Все формулы используют следующие условия; стационарный режим фильтрации, пласт однородный изотропный и горизонтальный ствол расположен симметрично по толщине, но различаются эти методы геометрией зоны дренирования.

Для расчетов дебита нефти по предложенным выше методикам приняты исходные данные скв. 8-Кр (таблица 4.1). Определенные по формулам (4.1)ч(4.6) дебиты горизонтальных скважин при различных соотношениях толщины пласта (h), длины горизонтального ствола (L_гор), абсолютного проницаемости (k), депрессии на пласт ДP и радиуса контура питания (R_k) приведены в таблице 4.2, в которой Q₁ - дебит рассчитанный по методу Борисова, Q₂ - дебит рассчитанный по методу Joshi, Q₃ - дебит рассчитанный по методу Giger, Q₄ - дебит рассчитанный по методу Renard, Q₅ - дебит рассчитанный по методу Алиева З.С., Шеремета В.В.

Таблица 4.1.

Параметры	Ед. измерения	Значения
Пластовое давление	МПа	24,2
Забойное давление	МПа	23,2
Радиус скважины	м	0,076
Радиус контура питания	м	250
Средняя глубина залегания	м	2163
Коэффициент проницаемости	мкм2	0,225
Толщина пласта	м	58,9
Нефтенасыщенная толщина	м	29,2
Пластовая температура	Со	63,5
Объёмный коэффициент нефти	доли ед.	1,08
Плотность нефти	т/м3	0,826
Пористость	доли ед.	0,12
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа*с	1,72

Из табл. 4.2 видно, что хотя формулы и отличаются друг от друга, однако определенные дебиты оказались достаточно близкими, и разница в этих дебитах связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования. Для перечисленных формул и принятых форм зоны дренирования ограничение на длину горизонтального ствола не вводится. Однако во всех методах, за исключением формулы (4.6), при полном вскрытии принятой зоны дренирования горизонтальным стволом величина забойного и контурного давлений совпадают, что делает полученные расчетные формулы для определения дебита нефти неустойчивыми. Это означает, что большинство из предложенных формул становится неприемлемыми в областях длин горизонтального ствола, близких к параметрам контура питания.

Таблица 4.2. Результаты расчета производительности горизонтальной нефтяной скважины с помощью различных методов

Rk, м	Lгор, м	Н, м	k, мкм2	Р, МПа	Q, м3/сут
					Борисов Ю.П.	Joshi S.D.	Giger F.M.	Renard G.I.	Алиев З.С.
250	200	30	0,225	1	110,4	119,5	99,6	112,6	104,4
250	250	30	0,225	1	130,8	152,7	120,1	138,6	130,5
250	300	30	0,225	1	152,3	185,6	144,1	163,1	156,5
250	400	30	0,225	1	200,8	250,2	217,2	207,3	208,7
250	500	30	0,225	1	261,7	312,6	-	243,9	260,9
250	600	30	0,225	1	343,3	372,7	-	272,9	313,1
500	200	30	0,225	1	84,2	68,9	74,8	68,1	55,0
500	250	30	0,225	1	95,6	88,1	85,1	84,8	68,8
500	300	30	0,225	1	106,0	107,3	95,2	101,1	82,5
500	400	30	0,225	1	128,3	145,5	116,1	133,0	110,0
500	500	30	0,225	1	150,7	183,5	139,2	163,2	137,5
500	600	30	0,225	1	174,6	221,1	166,9	191,5	165,0
1000	200	30	0,225	1	68,1	62,8	60,3	37,8	28,3
1000	250	30	0,225	1	75,3	80,1	66,7	47,2	35,3
1000	300	30	0,225	1	82,0	97,5	72,7	56,5	42,4
1000	400	30	0,225	1	94,3	132,3	83,7	75,1	56,5
1000	500	30	0,225	1	105,8	167,1	94,3	93,4	70,7
1000	600	30	0,225	1	117,1	201,9	104,7	111,4	84,8
250	200	30	0,225	0,1	11,0	7,6	10,4	11,3	10,4
250	250	30	0,225	0,1	13,0	9,7	12,5	13,9	13,0
250	300	30	0,225	0,1	15,2	11,8	15,0	16,3	15,7
250	400	30	0,225	0,1	20,0	15,9	22,7	20,7	20,9
250	500	30	0,225	0,1	26,1	19,9	-	24,4	26,1
250	600	30	0,225	0,1	34,3	23,7	-	27,3	31,3
250	200	30	0,225	0,5	55,2	38,0	52,1	56,3	52,2
250	250	30	0,225	0,5	65,4	48,6	62,9	69,3	65,2
250	300	30	0,225	0,5	76,1	59,1	75,4	81,6	78,3
250	400	30	0,225	0,5	100,4	79,7	113,7	103,6	104,4
250	500	30	0,225	0,5	130,8	99,5	-	121,9	130,5
250	600	30	0,225	0,5	171,6	118,7	-	136,5	156,5
250	200	30	0,225	1,5	165,7	114,2	156,4	168,9	156,5
250	250	30	0,225	1,5	196,3	145,9	188,7	207,8	195,7
250	300	30	0,225	1,5	228,4	177,3	226,3	244,7	234,8
250	400	30	0,225	1,5	301,3	239,1	341,0	310,9	313,1
250	500	30	0,225	1,5	392,6	298,7	-	365,8	391,4
250	600	30	0,225	1,5	514,9	356,1	-	409,4	469,6
250	200	30	0,225	1	46,6	83,8	44,3	48,8	37,4
250	250	10	0,225	1	54,5	105,2	52,9	59,8	46,8
250	300	10	0,225	1	62,9	126,3	63,4	70,0	56,1
250	400	10	0,225	1	82,8	167,4	98,9	87,8	74,9
250	500	10	0,225	1	109,0	207,1	-	101,7	93,6
250	600	10	0,225	1	146,3	245,2	-	111,9	112,3
250	200	50	0,225	1	148,2	69,0	139,3	148,1	162,4
250	250	50	0,225	1	177,3	89,7	169,2	182,8	203,0
250	300	50	0,225	1	207,5	110,4	203,0	216,1	243,6
250	400	50	0,225	1	274,2	151,2	298,4	277,2	324,7
250	500	50	0,225	1	354,6	190,9	-	330,0	405,9
250	600	50	0,225	1	457,2	229,2	-	374,1	487,1
500	200	10	0,225	1	33,5	75,2	31,1	26,4	19,0
500	250	10	0,225	1	37,3	94,5	34,8	32,8	23,8
500	300	10	0,225	1	41,1	113,9	38,5	39,1	28,6
500	400	10	0,225	1	48,7	152,3	46,3	51,3	38,1
500	500	10	0,225	1	56,8	190,3	55,2	62,8	47,6
500	600	10	0,225	1	65,5	227,9	66,2	73,5	57,1
1000	200	10	0,225	1	26,1	68,0	24,2	13,7	9,6
1000	250	10	0,225	1	28,4	85,5	26,3	17,1	12,0
1000	300	10	0,225	1	30,5	102,9	28,3	20,4	14,4
1000	400	10	0,225	1	34,5	137,9	32,1	27,1	19,2
1000	500	10	0,225	1	38,4	172,8	35,8	33,7	24,0
1000	600	10	0,225	1	42,2	207,5	39,5	40,2	28,8
500	200	50	0,225	1	118,5	63,1	110,1	97,7	88,3
500	250	50	0,225	1	136,5	81,9	127,0	121,7	110,4
500	300	50	0,225	1	153,7	100,8	143,6	145,3	132,5
500	400	50	0,225	1	187,5	138,8	177,0	191,4	176,7
500	500	50	0,225	1	221,9	176,6	213,4	235,5	220,9
500	600	50	0,225	1	258,1	214,1	255,9	277,1	265,0
1000	200	50	0,225	1	98,8	57,9	91,5	57,8	46,2
1000	250	50	0,225	1	110,9	75,0	102,8	72,2	57,8
1000	300	50	0,225	1	122,0	92,2	113,2	86,5	69,3
1000	400	50	0,225	1	142,4	126,7	132,3	114,9	92,4
1000	500	50	0,225	1	161,4	161,4	150,4	143,0	115,5
1000	600	50	0,225	1	179,8	196,0	168,2	170,6	138,6
250	200	30	0,0225	1	11,0	7,6	10,4	11,3	10,4
250	250	30	0,0225	1	13,1	9,7	12,6	13,9	13,0
250	300	30	0,0225	1	15,2	11,8	15,1	16,3	15,7
250	400	30	0,0225	1	20,1	15,9	22,7	20,7	20,9
250	500	30	0,0225	1	26,2	19,9	-	24,4	26,1
250	600	30	0,0225	1	34,3	23,7	-	27,3	31,3
500	200	30	0,0225	1	8,4	6,9	7,8	6,8	5,5
500	250	30	0,0225	1	9,6	8,8	8,9	8,5	6,9
500	300	30	0,0225	1	10,7	10,7	10,0	10,1	8,3
500	400	30	0,0225	1	12,8	14,6	12,2	13,3	11,0
500	500	30	0,0225	1	15,1	18,4	14,6	16,3	13,8
500	600	30	0,0225	1	17,5	22,1	17,5	19,1	16,5
1000	200	30	0,0225	1	6,8	6,3	6,3	3,8	2,8
1000	250	30	0,0225	1	7,5	8,0	7,0	4,7	3,5
1000	300	30	0,0225	1	8,2	9,8	7,6	5,7	4,2
1000	400	30	0,0225	1	9,4	13,2	8,8	7,5	5,7
1000	500	30	0,0225	1	10,6	16,7	9,9	9,3	7,1
1000	600	30	0,0225	1	11,7	20,2	11,0	11,1	8,5
250	200	30	0,5	1	245,5	169,2	231,8	250,2	231,9
250	250	30	0,5	1	290,8	216,2	279,6	307,9	289,9
250	300	30	0,5	1	338,5	262,8	335,2	362,5	347,9
250	400	30	0,5	1	446,4	354,2	505,2	460,6	463,8
250	500	30	0,5	1	581,6	442,6	-	541,9	579,8
250	600	30	0,5	1	762,9	527,6	-	606,5	695,8
500	200	30	0,5	1	187,3	153,2	174,1	151,4	122,2
500	250	30	0,5	1	212,6	195,8	198,1	188,4	152,8
500	300	30	0,5	1	237,0	238,5	221,6	224,8	183,3
500	400	30	0,5	1	285,2	323,5	270,1	295,5	244,4
500	500	30	0,5	1	335,0	408,0	323,9	362,6	305,6
500	600	30	0,5	1	388,1	491,5	388,4	425,5	366,7
1000	200	30	0,5	1	151,4	139,6	140,3	84,0	62,8
1000	250	30	0,5	1	167,5	178,2	155,3	104,9	78,5
1000	300	30	0,5	1	182,3	216,8	169,1	125,6	94,2
1000	400	30	0,5	1	209,6	294,2	194,8	166,9	125,6
1000	500	30	0,5	1	235,3	371,6	219,3	207,5	157,0
1000	600	30	0,5	1	260,3	448,8	243,7	247,5	188,4

4.2.1 Толщина пласта

Влияние толщины пласта на производительность горизонтальной скважины значительно и при заданной ее длине пласт с большей толщиной обеспечивает дебит нефти намного выше, чем для пласта с меньшей толщиной. На рис. 4.2. показан характер изменения производительности горизонтальной скважины от ее длины при различных толщинах пласта. Из рис. 4.2. видно, что при небольшой толщине пласта прирост дебита при увеличении длины горизонтальной нефтяной скважины незначителен. Увеличение толщины пласта от h=5 м до h=60 м приводит к росту дебита нефти от Q_н?60 м³/сут до Q_н?560 м³/сут при L_гор=600 м. Характер изменения дебита скважины от толщины пласта показан при L_гор=200; 400 и 600 м на рис.4.3.

Рис. 4.2. Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от длины ствола при различных толщинах пласта:

1 - при h=60 м; 2 - при h=50 м; 3 - при h=40 м; 4 - при h=30 м; 5 - при h=20 м; 6 - при h=10 м; 7 - при h=5 м.

Рис. 4.3. Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от толщиныпласта при различных L_гор:

1 - при L_гор=600 м; 2 - при L_гор=400 м; 3 - при L_гор=200 м.

При небольших толщинах пласта отношение L/h выше, чем при значительных толщинах. Так, например, при L_гор=600 м и h=5 м, это отношение составляет L/h=150, что в 15 раз больше, чем при h=60 м, когда L/h=10. Расчеты по определению влияния толщины пласта на производительность горизонтальных нефтяных скважин представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 Результаты расчета дебита нефти горизонтальной скважины по методу Алиева З.С., Шеремета В.В.

Толщина пласта h, м	Дебит горизонтальной скважины, Q м3/сут
	Q (при Lгор=100 м)	Q (при Lгор=200 м)	Q (при Lгор=300 м)	Q (при Lгор=400 м)	Q (при Lгор=500 м)	Q (при Lгор=600 м)
5	9,54	19,07	28,61	38,14	47,68	57,21
10	18,72	37,43	56,15	74,87	93,58	112,30
20	36,07	72,14	108,20	144,27	180,34	216,41
30	52,18	104,37	156,55	208,73	260,91	313,10
40	67,19	134,37	201,56	268,74	335,93	403,11
50	81,19	162,37	243,56	324,75	405,93	487,12
60	94,28	188,56	282,84	377,13	471,41	565,69

4.2.2 Анизотропии пласта

На производительность горизонтальных скважин параметр анизотропии = влияет более существенно, чем на дебит вертикальных скважин. Для изотропного пласта, с учетом анизотропии формула (4.6) будет иметь вид:

(4.7)

где h₁=h/2-R_{c ,} =.