Қазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысы

2707-42262957-806X

KMG Engineering

88787

10.54859/kjogi88787

Research Article

Applying geological and mathematical modeling to predict fluid influx in horizontal wells (the case of Kalamkas oil field)

Nugmanov

B. H.

nugmanov_b@kaznipi.kz

30112021

33310

20112021

2021

One of the ways to increase well oil production is to reduce the filtration resistance of the bottom-hole zone. Along with well-known stimulation methods, such as modern methods of treating well’s bottom-hole zone, side tracking (drilling of lateral horizontal boreholes) is of great interest. The following works have been implemented Kalamkas field: a complex of geological, geophysical and field exploration; correlation schemes to track the lithology of the formation; clarifying structural maps and engineering maps; justifying activities to select one or more wells for horizontal drilling; hydrodynamic calculations and estimating their flow rate.

horizontal side trackstechnological efficiencypermeabilitywater cutoil reserves involved

бүйірлік көлденең оқпантехнологиялық тиімділікөткізгіштіксулануалынатын мұнай қорлары

боковой горизонтальный стволтехнологическая эффективностьпроницаемостьобводненностьвовлеченные запасы нефти

В настоящее время во всем мире наблюдается повышенный интерес к использованию горизонтальных скважин (далее – ГС) при разработке месторождений, характеризующихся сложнопостроенными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти [1, 2]. При разработке таких месторождений ГС позволяют охватить периферийные нефтеносные и подгазовые зоны, увеличить дренаж, вовлечь в разработку дополнительные запасы нефти и существенно увеличить темпы освоения доказанных запасов. Анализ опубликованного материала показывает, что проведенные теоретические исследования как для однородных, так и однородно-анизотропных сложнопостроенных коллекторов выявили большую значимость ГС при дальнейшие доразработке месторождений [1, 3, 4]. Проведенные комплексы геологических, петрофизических, геомеханических и другие исследований показали, что большинство разрабатываемых продуктивных коллекторов нефтяных месторождений Казахстана являются слоисто-неоднородными. Неоднородность как по разрезу, так и по площади разрабатываемых залежей может оказывать существенное влияние на оценку текущих дебитов при освоении горизонтальных скважин. В процессе разработке на нефтяных месторождениях выделяют 4 стадии, и в поздней стадии разработки месторождений с поддержанием пластового давления необходимо своевременно решать комплекс взаимосвязанных геолого-промысловых задач, направленных на увеличение темпов отбора нефти, коэффициента нефтеотдачи, уменьшения обводненности добывающих скважин, выравнивания фронта закачиваемой воды и т.д. Одним из путей увеличения добычи нефти добывающих скважин является снижение фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Наряду с известными способами стимуляции, современными методами обработки призабойной зоны скважины (далее – ПЗС) большой интерес вызывает зарезка боковых горизонтальных стволов (далее – БГС). Зарезку боковых горизонтальных стволов можно рассматривать как новый метод реабилитации месторождения, находящегося в поздней стадий разработки, который с экономической точки зрения более рентабелен по сравнению с бурением новых эксплуатационных вертикальных скважин. Рассмотрим геолого-промысловые условия выбора блоков и первоочередных участков на м. Каламкас для применения горизонтальных и горизонтальных многоствольных технологий. Схемы траекторий горизонтального участка скважин № 1, 2 и 3 м. Каламкас показаны рис. 1–3. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. Схема траектории горизонтального участка скв. № 1" href="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176502-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176502-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 1. Схема траектории горизонтального участка скв. № 1 <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 2. Схема траектории горизонтального участка скв. № 2" href="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176503-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176503-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 2. Схема траектории горизонтального участка скв. № 2 <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 3. Схема траектории горизонтального участка скв. № 3" href="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176504-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176504-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 3. Схема траектории горизонтального участка скв. № 3 Для решения задачи притока жидкости к горизонтальным стволам по указанным на рис. 1–3 траекториям можно представить в общем виде схемы (рис. 4). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 4. Схема сечения пласта плоскостью, проходящей через оси вертикальной и боковой горизонтальной скважины" href="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176505-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176505-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 4. Схема сечения пласта плоскостью, проходящей через оси вертикальной и боковой горизонтальной скважины h – толщина пласта, l – длина горизонтального ствола, a – расстояние от устья до начала участка горизонтального ствола При сравнении схемы на рис. 4 с траекториями горизонтальных стволов скважин, представленных на рис. 1–3, мы видим, что для скв. № 1 и 3 а = 100, l = 300 м, а для скв. № 2 – а = 100, l = 250 м. Проекция таких скважин на плоскости подошвы пласта будет иметь вид, изображённый на рис. 5. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 5. Схема проекции сечения кругового пласта плоскостью, проходящей через ось горизонтального участка скважины" href="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176508-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176508-1-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 5. Схема проекции сечения кругового пласта плоскостью, проходящей через ось горизонтального участка скважины Рассмотрим решение гидродинамической задачи притока жидкости [2] к скважине с БГС в общем виде, показанной на рис. 4 и 5. Дебит рассмотренной боковой горизонтальной скважины получим как разность дебитов двух боковых ГС, одна из которой является добывающей с длиной ствола a+l, а другая нагнетательной с длиной ствола a. Приток жидкости к горизонтальной скважине с длиной ствола a+l и дебитом Q1 имеет вид (1): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mi>μ</mi><msub><mi>Q</mi><mn>1</mn></msub></mrow><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi></mrow></mfrac><mfenced open="{" close="}"><mrow><mi>ln</mi><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>1</mn></msub><msub><mi>r</mi><mi>k</mi></msub></mrow><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac><mo>+</mo><mfrac><mi>h</mi><mrow><mo>(</mo><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi><mo>)</mo></mrow></mfrac><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mrow><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mrow></mfenced></mrow></mfenced></math>(1) где: k – коэффициент проницаемости пласта, h – толщина пласта, μ – коэффициент вязкости жидкости, pk – значение давления на контуре питания, pc – среднее значение давления на стволах (забоях) горизонтальных скважин, R – расстояние до контура питания, т.е. в данном случае расстояние до середины расстояния между рассмотренной и близлежащей (соседней) скважинами. Из этой формулы дебит Q2 определяем в следующем виде (2): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>Q</mi><mn>1</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi><mo>(</mo><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>)</mo></mrow><mi>μ</mi></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>1</mn></msub><msub><mi>r</mi><mi>k</mi></msub></mrow><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mo>(</mo><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi><mo>)</mo></mrow></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced></mrow></mfrac></math>(2) а формула с расходом жидкости Q2 горизонтальной скважины с длиной ствола a, имеет вид (3): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>=</mo><mo>-</mo><mfrac><mrow><mi>μ</mi><msub><mi>Q</mi><mn>2</mn></msub></mrow><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi></mrow></mfrac><mfenced open="{" close="}"><mrow><mi>ln</mi><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>1</mn></msub><msub><mi>r</mi><mi>k</mi></msub></mrow><mi>a</mi></mfrac><mo>+</mo><mfrac><mi>h</mi><mi>a</mi></mfrac><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mrow><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mrow></mfenced></mrow></mfenced></math>(3) Из этой формулы определяем (4): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>Q</mi><mn>2</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi><mo>(</mo><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>)</mo></mrow><mi>μ</mi></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>1</mn></msub><msub><mi>r</mi><mi>k</mi></msub></mrow><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced></mrow></mfrac></math>(4) Вычитая из уравнение (2) уравнение (4) и обозначив Q1 - Q2= Q, для дебита скважины с боковым горизонтальным стволом, схема которой показана на рис. 4, получим формулу: <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>Q</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi><mo>(</mo><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>)</mo></mrow><mi>μ</mi></mfrac><mfenced open="{" close="}"><mrow><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>1</mn></msub><mi>R</mi></mrow><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced></mrow></mfrac><mo>-</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>1</mn></msub><mi>R</mi></mrow><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced></mrow></mfrac></mrow></mfenced></math>(5) Дебит скважины с одним БГС на основании формулы (5) и схемы на рис. 5, с целью проведения гидродинамических расчетов удобно написать в следующем виде (6), (7): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>Q</mi><mo>=</mo><msup><mi>G</mi><mo>*</mo></msup><mo>(</mo><msub><mi>x</mi><mn>2</mn></msub><mo>-</mo><msub><mi>x</mi><mn>1</mn></msub><mo>)</mo><mo>,</mo></math>(6) <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>G</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi><mo>(</mo><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>)</mo></mrow><mi>μ</mi></mfrac><mo>,</mo><mo></mo></math>(7) где <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>x</mi><mn>2</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>1</mn></msub><mi>R</mi></mrow><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced></mrow></mfrac><mo>,</mo><mo></mo><msub><mi>x</mi><mn>1</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>1</mn></msub><mi>R</mi></mrow><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced><mo></mo></mrow></mfrac></math>(8) Отметим, что все выше полученные формулы относятся к случаю определения технологических показателей разработки после проведения первой БГС. Проведенные в одной и той же скважине две БГС, проекция скважины на подошву пласта после этого имеет вид, показанный на рис. 6. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 6. Схема проекции сечения кругового пласта плоскостью, проходящей через оси двух разветвленно-горизонтальных скважин на подошву пласта" href="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176553-2-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88787/supp/88787-176553-2-SP.jpg"></a></div> </center> Рисунок 6. Схема проекции сечения кругового пласта плоскостью, проходящей через оси двух разветвленно-горизонтальных скважин на подошву пласта Требуется определить объемы дополнительной добычи нефти в результате проведенных двух БГС. Отметим, что и в этом случае формула притока жидкости к скважине будет иметь вид формулы (5) с той разницей, если для рис. 5 коэффициент A1=3,1422, то для рис. 6 будет коэффициент A2=2,0828. Таким образом, формула немного изменится, в частности, будет формула (9): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>Q</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi><mo>(</mo><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>)</mo></mrow><mi>μ</mi></mfrac><mfenced open="{" close="}"><mrow><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>2</mn></msub><mi>R</mi></mrow><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced></mrow></mfrac><mo>-</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>2</mn></msub><mi>R</mi></mrow><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced></mrow></mfrac></mrow></mfenced></math>(9) С целью проведения гидродинамических расчетов, как в случае вычисления по формуле (5), примем следующие обозначения (10), (11): <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>Q</mi><mo>=</mo><msup><mi>G</mi><mo>*</mo></msup><mo>(</mo><msub><mi>y</mi><mn>2</mn></msub><mo>-</mo><msub><mi>y</mi><mn>1</mn></msub><mo>)</mo><mo></mo></math>(10) <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>G</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi><mo>(</mo><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>)</mo></mrow><mi>μ</mi></mfrac><mo></mo></math>(11) где <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>y</mi><mn>2</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>2</mn></msub><mi>R</mi></mrow><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mi>l</mi><mo>+</mo><mi>a</mi></mrow></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced></mrow></mfrac><mo>,</mo><mo></mo><msub><mi>y</mi><mn>1</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>ln</mi><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mrow><msub><mi>A</mi><mn>2</mn></msub><mi>R</mi></mrow><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mo>+</mo><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mi>a</mi></mfrac></mstyle><mi>ln</mi><mfenced open="[" close="]"><mstyle displaystyle="true"><mfrac><mi>h</mi><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mfrac><mn>1</mn><mrow><mi>sin</mi><mfenced><mrow><mi>π</mi><msub><mi>z</mi><mn>0</mn></msub><mo>/</mo><mi>h</mi></mrow></mfenced></mrow></mfrac></mstyle></mfenced></mrow></mfrac><mo></mo></math>(12) В формулах (1)–(8) параметр A1=3,1422, а в формулах (9)–(12) A2=2,0828. С целью проведения гидродинамических вычислений примем геолого-промысловые характеристики пласта в следующем виде: <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>h</mi><mo>=</mo><mn>20</mn><mo></mo><mi>м</mi><mo>,</mo><mo></mo><mi>k</mi><mo>=</mo><mn>0</mn><mo>,</mo><msup><mn>3</mn><mo>*</mo></msup><msup><mn>10</mn><mrow><mo>-</mo><mn>12</mn></mrow></msup><mo></mo><msup><mi>м</mi><mn>2</mn></msup><mo>,</mo><mo></mo><mi>μ</mi><mo>=</mo><mn>3</mn><mo>*</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>-</mo><mn>3</mn></mrow></msup><mo></mo><mi>П</mi><mi>а</mi><mo>*</mo><mi>с</mi><mo>,</mo><mo></mo><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>=</mo><mn>5</mn><mi>М</mi><mi>П</mi><mi>а</mi><mo>=</mo><mn>5</mn><mo>*</mo><msup><mn>10</mn><mn>6</mn></msup><mi>П</mi><mi>а</mi></math> Для этих значений параметров: <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><mi>G</mi><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mi>π</mi><mi>k</mi><mi>h</mi><mo>(</mo><msub><mi>p</mi><mi>k</mi></msub><mo>-</mo><msub><mi>p</mi><mi>c</mi></msub><mo>)</mo></mrow><mi>μ</mi></mfrac><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>2</mn><mo>*</mo><mn>3</mn><mo>,</mo><mn>1416</mn><mo>*</mo><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>3</mn><mo>*</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>-</mo><mn>12</mn></mrow></msup><msup><mi>м</mi><mn>2</mn></msup><mo>*</mo><mn>20</mn><mi>м</mi><mo>*</mo><mn>5</mn><mo>*</mo><msup><mn>10</mn><mn>6</mn></msup><mi>П</mi><mi>а</mi></mrow><mrow><mn>3</mn><mo>*</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>-</mo><mn>3</mn></mrow></msup><mi>П</mi><mi>а</mi><mo>*</mo><mi>с</mi></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>62</mn><mo>,</mo><mn>832</mn><mo>*</mo><msup><mn>10</mn><mrow><mo>-</mo><mn>3</mn></mrow></msup><msup><mi>м</mi><mn>3</mn></msup><mo>/</mo><mi>с</mi><mo>=</mo><mn>5428</mn><mo>,</mo><mn>682</mn><mo></mo><msup><mi>м</mi><mn>3</mn></msup><mo>/</mo><mi>с</mi><mi>у</mi><mi>т</mi></math> По формулам (5)–(8) и (9)–(12) произведены гидродинамические вычисления и определены значения следующих выражений: - для скв. № 1 и № 3 a=100 м, l=300 м получили: <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>k</mi><mn>1</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>547</mn></mrow><mrow><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>357</mn></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>1</mn><mo>,</mo><mn>532</mn></math> - для скв. № 2 a=100 м, l=250 м получили: <math xmlns="http://www.w3.org/1998/Math/MathML"><msub><mi>k</mi><mn>2</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>440</mn></mrow><mrow><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>297</mn></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>1</mn><mo>,</mo><mn>481</mn></math> Коэффициенты k1 и k2 показывают, во сколько раз увеличится дебит скважины в результате проведения БГС. Результаты проведенных гидродинамических расчетов показывают, что если в скв. № 1 и № 3 были бы проведены зарезки двух БГС, то дебиты (по жидкости) увеличились бы 1,532 раза, а на скв. № 2 ее дебит увеличился бы в 1,481 раза. Результаты сопоставления фактических данных зарезки БГС по ряду скважин м. Каламкас представлены в табл. 1. Таблица 1. Фактические данные после проведения одного мероприятия по ББГС <table> <tbody> <tr> <td rowspan="3"> № п/п </td> <td rowspan="3"> № скв. </td> <td rowspan="3"> Горизонт, намеченный для бурения БГС* </td> <td rowspan="3"> Дата пуска после бурения БГС </td> <td colspan="2"> До проведения ББГС </td> <td colspan="2"> В первый месяц после проведения ББГС </td> <td colspan="2"> За декабрь 2011 года </td> <td> Доп. добыча нефти в результате проведения ББГС </td> </tr> <tr> <td> Qж </td> <td> Qн </td> <td> Qж </td> <td> Qн </td> <td> Qж </td> <td> Qн </td> <td> ΣQн </td> </tr> <tr> <td colspan="6"> т/сут </td> <td> т </td> </tr> <tr> <td> 1 </td> <td> 2 </td> <td> Ю-II </td> <td> 03.02.2011 </td> <td> 29,3 </td> <td> 4,7 </td> <td> 76,3 </td> <td> 33,0 </td> <td> 108,3 </td> <td> 44,6 </td> <td> 12340,3 </td> </tr> <tr> <td> 2 </td> <td> 1 </td> <td> Ю-III </td> <td> 05.03.2011 </td> <td> 33,6 </td> <td> 2,6 </td> <td> 76,3 </td> <td> 69,9 </td> <td> 142,4 </td> <td> 49,2 </td> <td> 13602,3 </td> </tr> <tr> <td> 3 </td> <td> 3 </td> <td> Ю-III </td> <td> 11.06.2011 </td> <td colspan="2"> б/д** </td> <td> 84,1 </td> <td> 51,0 </td> <td> 49,4 </td> <td> 20,8 </td> <td> 4810,1 </td> </tr> </tbody> </table> ** б/д – нет данных Таблица 2. Ожидаемое увеличение дебитов скважин после проведения двух мероприятий по БГС и ББГС <table> <tbody> <tr> <td rowspan="3"> № п/п </td> <td rowspan="3"> № скв. </td> <td rowspan="3"> Горизонт, намеченный для ББГС </td> <td rowspan="3"> Дата пуска после бурения БГС </td> <td colspan="2"> До проведения ББГС </td> <td colspan="2"> В первый месяц после проведения ББГС </td> <td colspan="2"> За декабрь 2011 года </td> <td> Доп. добыча нефти в результате проведения ББГС </td> </tr> <tr> <td> Qж </td> <td> Qн </td> <td> Qж </td> <td> Qн </td> <td> Qж </td> <td> Qн </td> <td> ΣQн </td> </tr> <tr> <td colspan="6"> т/сут </td> <td> т </td> </tr> <tr> <td> 1 </td> <td> 2 </td> <td> Ю-II </td> <td> 03.02.2011 </td> <td> 29,3 </td> <td> 4,7 </td> <td> 76,3 </td> <td> 33,0 </td> <td> 108,3 </td> <td> 44,6 </td> <td> 12340,3 </td> </tr> <tr> <td colspan="4"> После второй БГС </td> <td> 43,4 </td> <td> 6,96 </td> <td> 113,0 </td> <td> 48,9 </td> <td> 160,4 </td> <td> 66,1 </td> <td></td> </tr> <tr> <td> 2 </td> <td> 1 </td> <td> Ю-III </td> <td> 05.03.2011 </td> <td colspan="2"> 33,6 2,6 </td> <td> 87,8 </td> <td> 69,9 </td> <td> 142,4 </td> <td> 49,2 </td> <td> 13602,3 </td> </tr> <tr> <td colspan="4"> После второй БГС </td> <td colspan="2"> 51,5 4,0 </td> <td> 134,5 </td> <td> 107,1 </td> <td> 218,2 </td> <td> 75,4 </td> <td></td> </tr> <tr> <td> 3 </td> <td> 3 </td> <td> Ю-III </td> <td> 11.06.2011 </td> <td colspan="2"> Б/Д </td> <td> 84,1 </td> <td> 51,0 </td> <td> 49,4 </td> <td> 20,8 </td> <td> 4810,1 </td> </tr> <tr> <td colspan="4"> После второй БГС </td> <td colspan="2"></td> <td> 128,8 </td> <td> 78,1 </td> <td> 75,7 </td> <td> 31,9 </td> <td></td> </tr> </tbody> </table> Таким образом, по м. Каламкас был проведен комплекс геолого-геофизических и промысловых исследований, построены корреляционные схемы, позволяющие прослеживать литологическую выдержанность пласта, уточнены структурные карты и карты разработки, обоснованы мероприятия по выбору скважин для зарезки одного и более горизонтальных стволов, а также проведены ГД расчеты оценки их дебитов.

Бейсеков С.С. Извлечение остаточной нефти из выработанных месторождений. – Аналитический журнал «PETROLEUM», Алматы, 2015, № 3 (93), с. 27–29.

Велиев М.Н. Создание и развитие гидродинамических методов разработки нефтегазовых месторождений с помощью наклонно-направленных, горизонтальных и разветвлено-горизонтальных скважин. – Баку, 2008, 221 с.

Крянев Д.Ю., Жданов С.А. Научное обеспечение новых технологий разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – Бурение и нефть, Москва, 2012, № 08, с. 29–32.

Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011, с. 4–9.

Мамедов Г.А., Велиев М.Н., Мусаев С.Ф., Гамидова Г.Г. Исследование влияния профиля и степени несовершенства скважины на ее продуктивность. – Proceedings, Баку, 2009, № 12, с. 59–65.