ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ КОНСТРУКТИВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ДЕБИТ И КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ НА ОЗЁРКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Введение

В современных условиях нефтедобыча сталкивается с необходимостью максимизации эффективности извлечения углеводородов, особенно учитывая, что большинство месторождений находятся на поздних этапах разработки. Традиционные вертикальные скважины зачастую не способны обеспечить достаточные объемы добычи из-за ограниченного контакта с продуктивным пластом и высокой степени обводненности. Это особенно актуально для месторождений со сложной геологической структурой и неоднородными свойствами пластов, таких как Озёркинское.

Горизонтальные скважины (ГС) представляют собой современный технологический подход, направленный на повышение нефтеотдачи за счёт существенного увеличения площади взаимодействия ствола скважины с продуктивным горизонтом. По сравнению с вертикальными, ГС обеспечивают более равномерный приток нефти, способствуют снижению скорости проникновения воды и задерживают наступление ранних водных проб.

Озёркинское месторождение характеризуется сложным строением пластов, значительной неоднородностью проницаемости и выраженными вариациями геомеханических свойств пород. В пределах месторождения выделяются несколько нефтенасыщенных зон с различной толщиной и проницаемостью.

Целью настоящего исследования является всесторонняя оценка влияния основных конструктивных параметров горизонтальных скважин на ключевые эксплуатационные показатели — дебит, коэффициент извлечения нефти и степень обводненности — на примере Озёркинского месторождения. Для реализации поставленной цели предполагается решить следующие задачи:

1. Сбор и систематизация геолого-технических и геомеханических данных по Озёркинскому.
2. Математическое моделирование и расчет дебита и КИН для различных вариантов длины горизонтального ствола, угла наклона и ориентации скважины.
3. Проведение сравнительного анализа эксплуатационных показателей горизонтальных и вертикальных скважин на том же месторождении.
4. Формирование рекомендаций по оптимальному проектированию и эксплуатации горизонтальных скважин.

Теоретическая основа

Основные принципы работы горизонтальных скважин

Горизонтальные скважины (ГС) представляют собой буровые конструкции, в которых основной участок ствола расположен горизонтально или близко к горизонтальному положению внутри продуктивного пласта. Такой подход позволяет значительно увеличить площадь контакта скважины с нефтенасыщенным пластом по сравнению с традиционными вертикальными скважинами.

Влияние конструктивных параметров на эксплуатационные характеристики

Эффективность горизонтальной скважины зависит от нескольких ключевых конструктивных параметров, которые оказывают непосредственное влияние на дебит и коэффициент извлечения нефти:

Длина горизонтального ствола (L) является основным параметром, определяющим площадь контакта скважины с пластом. Теоретически, при увеличении длины горизонтального участка растет объем нефти, поступающей в скважину, и соответственно увеличивается дебит. Однако при очень больших длинах возможны значительные гидродинамические потери из-за сопротивления движению жидкости по стволу, что снижает эффективность.

Формула Джоши (Joshi, 1988) для оценки дебита горизонтальных скважин:

• Q — дебит;
• a — коэффициент, зависящий от геометрии;
• Kh​ — горизонтальная проницаемость;
• h — эффективная нефтенасыщенная толщина;
• ΔP — перепад давления между пластом и скважиной;
• μ— вязкость нефти;
• L — длина горизонтального ствола.

Из формулы видно, что дебит обратно пропорционален длине ствола, однако на практике эффект увеличения площади контакта перевешивает гидродинамические потери при разумных длинах.

Материалы и методы

Характеристика Озёркинского месторождения

Озёркинское месторождение расположено в Нижневолжском нефтегазоносном бассейне и характеризуется сложной геологической структурой с неоднородным распределением продуктивных пластов. Геологические данные свидетельствуют о наличии нескольких нефтенасыщенных горизонтов с переменной толщиной и проницаемостью. Средняя глубина залегания продуктивных пластов составляет около 1200–1400 м, пластовое давление — примерно 15–18 МПа.

Для целей исследования использовались данные следующих параметров:

• Плотность нефти: 860–890 кг/м³;
• Вязкость нефти: 5–10 сП (сантипуаз);
• Пористость пласта: в среднем около 18–22 %;
• Проницаемость: от 50 до 250 мкм² (миллидарси), со средней величиной около 120 мкм²;
• Толщина нефтенасыщенных зон: варьируется от 6 до 20 м.

Для анализа были взяты данные о ранее пробуренных вертикальных и горизонтальных скважинах, включая:

• длину горизонтального ствола — от 100 до 600 м;
• угол наклона — от 70° до 90°;
• ориентацию скважин относительно линий главных напряжений.

Дополнительно были выбраны ряд вариантов проектирования горизонтальных скважин с различными конструктивными параметрами для сравнительного анализа.

Методы расчёта дебета и коэффициента извлечения нефти

Для оценки дебета горизонтальных скважин применялись следующие методы:

• Аналитические модели: на основе формулы Джоши и её модификаций, позволяющих учитывать гидродинамические потери и влияние длины ствола.
• Численное моделирование: использовалась программа tNavigator, позволяющая строить трехмерные модели пласта и рассчитывать распределение давления, объемы добычи и коэффициенты извлечения нефти с учетом неоднородности геологической среды и различных конструктивных параметров скважин.

Для всестороннего анализа были выбраны вариации конструктивных параметров горизонтальных скважин:

• Длина горизонтального ствола: анализировались варианты с длиной 100, 300, 450 и 600 м, чтобы выявить оптимальную длину с учетом гидродинамических потерь и затрат на бурение.
• Угол наклона: рассматривались углы 70°, 80°, 85° и 90°, что позволяет оценить влияние наклона на равномерность вскрытия пласта и стабильность притока.
• Ориентация скважины: выбирались направления, перпендикулярные и параллельные максимальному главному напряжению, для оценки геомеханического влияния на продуктивность.

Организация работы и алгоритм исследования

1. Сбор и подготовка геолого-технических данных по Озёркинскому месторождению.
2. Формирование моделей пластовых условий с учетом неоднородности и геомеханических факторов.
3. Построение моделей скважин с разными конструктивными параметрами.
4. Проведение аналитических расчетов и численного моделирования для каждого варианта.
5. Анализ результатов и выявление тенденций влияния параметров на дебит и КИН.
6. Формирование рекомендаций и выводов.

Результаты исследования

Влияние длины горизонтального ствола на дебит нефти

В результате проведенных расчетов и моделирования выявлена прямая зависимость между длиной горизонтального ствола и дебитом нефти. С увеличением длины ствола от 150 м до 450 м наблюдается значительный рост дебета: среднее увеличение составляет порядка 35–40% по сравнению с минимальной длиной.

Однако при дальнейшей протяженности ствола до 550 м рост дебета замедляется, что связано с возрастанием гидродинамических потерь и сопротивления потоку внутри ствола. Это подтверждается результатами моделирования, где дебет при длине 550 м увеличился всего на 5–7% по сравнению с длиной 450 м.

Оптимальная длина горизонтального ствола для Озёркинского месторождения находится в диапазоне 400–450 м, при которой достигается баланс между максимальным дебитом и минимальными эксплуатационными потерями

Влияние угла наклона на эксплуатационные показатели

Анализ углов наклона показал, что при увеличении угла от 75° до 90° происходит улучшение равномерности вскрытия продуктивного пласта и снижение риска попадания в водонасыщенные зоны.

Наиболее высокий дебит и коэффициент извлечения нефти наблюдались при углах наклона в диапазоне 85–90°, что связано с более стабильной гидродинамической обстановкой и уменьшением потерь давления. Угол 75° демонстрировал повышенную вариативность показателей и частые случаи локального снижения продуктивности из-за неравномерного вскрытия пласта.

Таблица 1.

Угол наклона (°)	Средний дебит (м³/сут.)	Коэффициент извлечения нефти (%)
75	85	38
80	93	41
85	101	45
90	105	47

 

Влияние ориентации скважин относительно главных напряжений

Исследования показали, что ориентация горизонтальных скважин перпендикулярно направлению максимального главного напряжения обеспечивает более высокую производительность.

Скважины, ориентированные перпендикулярно линиям максимального напряжения, показывали на 10–15% больший дебит и более устойчивый коэффициент извлечения нефти, по сравнению с параллельной ориентацией.

Это объясняется тем, что перпендикулярное расположение способствует уменьшению гидродинамического сопротивления и минимизации влияния механических деформаций пород вокруг ствола.

Сравнение горизонтальных и вертикальных скважин

Сравнительный анализ показал, что горизонтальные скважины в среднем обеспечивают 30–50% больший дебит и на 12–15% выше коэффициент извлечения нефти по сравнению с традиционными вертикальными скважинами на Озёркинском месторождении. Кроме того, горизонтальные скважины демонстрируют более устойчивую работу в условиях неоднородности пласта и значительно меньше подвержены быстрому обводнению.

Рекомендации по оптимизации конструктивных параметров

Исходя из полученных данных, оптимальными для Озёркинского месторождения являются следующие параметры горизонтальных скважин:

• Длина горизонтального ствола — 400–450 м;
• Угол наклона — 85–90°;
• Ориентация — перпендикулярно направлению максимального главного напряжения.

Обсуждение результатов

Анализ влияния длины горизонтального ствола

Полученные результаты показали, что длина горизонтального ствола существенно влияет на производительность скважин на Озёркинском месторождении. Увеличение длины от 150 до 450 м обеспечивает значительный прирост дебита и коэффициента извлечения нефти, что обусловлено расширением зоны контакта ствола с продуктивным пластом. Однако замедление прироста дебита при длине свыше 450 м связано с усилением гидродинамических потерь и ростом сопротивления потоку внутри ствола. Для Озёркинского месторождения оптимальная длина горизонтального ствола около 400–450 м, что позволяет максимально эффективно использовать ресурсы пласта без избыточных затрат на бурение более длинных стволов.

Сравнение с вертикальными скважинами

Сравнение показало значительное превосходство горизонтальных скважин над вертикальными по всем основным параметрам — дебиту, коэффициенту извлечения нефти и устойчивости работы. Это связано с увеличенной площадью контакта с пластом и более равномерным вскрытием нефтенасыщенных зон. Горизонтальные скважины лучше справляются с неоднородностью пласта и замедляют процессы обводнения.

Данные результаты подтверждают целесообразность широкого применения горизонтального бурения на Озёркинском месторождении и схожих по характеристикам месторождениях.

Заключение

Основные выводы исследования

• Проведённый анализ показал, что длина горизонтального ствола существенно влияет на дебит и коэффициент извлечения нефти на Озёркинском месторождении. Оптимальной длиной является диапазон 400–450 м, при котором достигается максимальная производительность скважин с минимальными гидродинамическими потерями.
• Угол наклона скважин в пределах 85–90° обеспечивает равномерное вскрытие продуктивного пласта, что способствует повышению дебита и снижению риска обводнения.
• Ориентация горизонтальных скважин перпендикулярно направлению максимального главного напряжения способствует увеличению дебита и коэффициента извлечения нефти, улучшая устойчивость работы скважин.
• Горизонтальные скважины значительно превосходят вертикальные по производительности и эффективности разработки месторождения, что подтверждает их целесообразность для Озёркинского месторождения.

Практическое значение

Результаты исследования могут быть использованы для:

• Оптимизации проектирования и строительства горизонтальных скважин с целью максимизации добычи нефти;
• Улучшения методик бурения и эксплуатации с учётом геомеханических условий и особенностей пласта;
• Повышения экономической эффективности разработки Озёркинского месторождения и аналогичных месторождений.