Депрессия в скважине

Бурение на депрессии и на репрессии

В условиях высочайшей конкуренции на мировом нефтегазовом рынке для России чрезвычайно важно обеспечение максимальной продуктивности добывающих скважин (в т.ч. и на поздних стадиях эксплуатации). Очевидно, что достичь этого можно лишь применением технологий, в каждом отдельном случае являющихся оптимальными для сохранности естественной проницаемости пластов. С точки зрения соотношения величины давления, создаваемого в колоннах, к аналогичному давлению в пластах таких технологий две – бурение на депрессии и на репрессии.

Бурение на репрессии и его недостатки

Бурение на репрессии представляет собой исторически традиционный метод, при котором внутреннее давление в коллекторе превышает пластовое гидростатическое. В этом случае вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 – 1,3 т/м3. Подобное бурение на репрессии достаточно эффективно (в т.ч. и на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах), однако быстро понижает дебит. Спустя 15-20 лет продуктивность добычи, в зависимости от ряда дополнительных характеристик месторождения, снижается от 5 до 60 раз, и даже текущие и капитальные ремонты восстановить хотя бы 50%-ную первоначальную отдачу оказываются не в состоянии. Причина этого – в возникновении явления кольматации и, как следствие, быстром падении под репрессивным воздействием скважинного ПЗП (проницаемости забойного пласта), независимо от используемого инструментария и типа бурового оборудования.

Бурение на депрессии и его преимущества

По этой причине подавляющее число ведущих мировых и российских нефтегазовых компаний везде, где допустимо применение иной технологии, используют бурение на депрессии. Кардинальное ее отличие состоит не в повышенном, а пониженном (по отношению к пласту) создаваемом давлении в шахте – что не только вызывает приток флюидов с той же степенью эффективности, но и сохраняет естественные для породы коллекторные характеристики проницаемости на протяжении гораздо более долгого времени.

Таким образом, с точки зрения не только долговечности эксплуатации, но и экологической безопасности бурение на депрессии для скважин значительно целесообразней – что полностью подтверждается и мировым опытом. При этом эффективность данного метода одинакова на всех разновидностях скважин – и вертикальных, и наклонно направленных, и горизонтальных.

Условия применения бурения на депрессии

К сожалению, неустойчивость некоторых призабойных зон приводит к малому предельно допустимому скелетному напряжению, в связи с чем разрешенный уровень депрессии может колебаться в самых широких пределах, а в отдельных случаях – и вовсе являться недопустимым. Последнее относится, прежде всего, к уже истощенным крупным месторождениям (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 3-4 раз. Тем не менее, использование технологии депрессивного бурения возможно и на них – но лишь с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.

www.png-drilling.ru

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Параметры, определяющие допустимую депрессию на пласт в горизонтальных газовых скважинах

Параметры, определяющие допустимую депрессию на пласт в горизонтальных скважинах. В горизонтальной скважине степень вскрытия пласта не является фактором, влияющим на депрессию.

Для горизонтальной скважины её совершенство по степени вскрытия определяется не толщиной пласта, а длиной полосы и горизонтальной части ствола. Поэтому допустимая депрессия на пласт, при которой достигается максимальное значение дебита, определяется не степенью вскрытия, а положением ствола относительно кровли и подошвы пласта.

Перемещение ствола относительно кровли и подошвы незначительно снижает дебит горизонтальной скважины по сравнению с дебитом получаемом при симметричном по толщине расположением ствола (приблизительно на 3%). Поэтому при наличии подошвенной воды вполне естественно, что горизонтальная часть ствола должна быть приближена к кровле. Это позволяет получить некоторое преимущество в надежности безводной эксплуатации горизонтальнойскважины, если депрессия на пласт заранее установлена. При этом, увеличение длины ствола линейно увеличивает безводный дебит при заданной допустимой величине депрессии на пласт. Т.о. главная задача обоснования технологическогорежима эксплуатации горизонтальной скважины заключается в установлении величин допустимой депрессии на основе геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта.

Места определения максимально допустимой депрессии в ГС. Еслискважина не оборудована фонтанными трубами, то максимально допустимая депрессия должна определяться для сечения, где скважина переходит от горизонтального положения к вертикальному, т.к. на этом месте происходят максимальные потери давления по длине фильтра. Если скважина оборудована фонтанными трубами, то допустимая депрессия определяется у башмака фонтанных труб.

oilloot.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Депрессия при эксплуатации скважин в исходном году составляла Дрд; для обеспечения фонтанирования в течение первого года пятилетки, допустим, необходимо поддерживать депрессию в размере А / ЯД на конец года. [1]

Депрессии на пласт и суммарный отбор жидкости из скважин ( и из залежи в целом) в результате этого снижались. Относительно более высокие суммарные отборы жидкости и водные факторы, достигнутые при разработке рассмотренных месторождений Куйбышевской области, Эмбенского района и других, по-видимому, можно объяснить главным образом высокой плотностью размещения эксплуатационных скважин и эксплуатацией этих скважин до более высокой обводненности продукции. [3]

Депрессия на горизонт передается мгновенно. [4]

Депрессия на пласт способствует извлечению флюидов вместе с загрязняющими призабойную зону веществами. [5]

Депрессия в центральной скважине, определяемая суммированием влияния всех изменений в дебите, должна остаться лейзмеиной. [6]

Депрессия имеет контрастный рельеф поверхности палеозойской толщи. Носителями современного рельефа депрессии являются размытые поверхности нижнепермских ярусов, последовательно раскрывающиеся с запада на восток, от кунгура до сакмара. Восточная окраина депрессии обрамляется Уфимским амфитеатром — тектонической областью ступенчато-складчатой морфологии, выполненной породами девонской и каменноугольной систем. Стратиграфическое раскрытие палеозойских толщ депрессии с запада на восток обусловлено ее положением в структурном плане региона. В структурно-тектоническом отношении Юрюзано-Сылвенская депрессия является элементом краевого Предуральского прогиба — смятой восточной окраины палеозойской Восточно-Европейской платформы. Прогиб отделяет платформу от Уральской складчатой системы. Его образование началось в среднекаменно-угольную эпоху, в герцинскии период тектогенеза и дискретно продолжается до настоящего времени. В связи с разной величиной воздымания территория депрессии делится по плотности эрозионной расчлененности на две неравные половины с неявно выраженным структурно-пограничным переходом. Восточная, более амплитудная половина, занимает около 80 % всей площади. [7]

Депрессия — основное состояние рыночной экономики, оно наступает само собой, для ее возникновения не нужно особых условий. Цель экономики — накопление прибыли; во время депрессии капиталы находятся у капиталистов, они копят деньги, не спешат с ними расставаться. [8]

Депрессия в обществе, которое поклоняется вещам, возникает тогда, когда все известные вещи уже созданы, а новые — не придуманы. [9]

Депрессия 30 — х годов помогла конкурентам Coca-Cola, особенно Pepsi-Cola и Royal Crown, сделать успешный старт. [10]

Депрессия 30 — х годов охватила весь мир. [11]

Депрессия может создаваться многократно. Метод прост, однако вследствие негерметичности НКТ в резьбах, которое прогрессирует от количества циклов свинчивания — развинчивания, трудно добиться минимального уровня жидкости в НКТ и, следовательно, эффективности воздействия. [12]

Депрессия может быть увеличена если установить в скважине пакер. [14]

Депрессия может длиться от нескольких месяцев до нескольких лет. [15]

www.ngpedia.ru

Геологический словарь: в 2-х томах. — М.: Недра . Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др. . 1978 .

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия . Под редакцией Е. А. Козловского . 1984—1991 .

Смотреть что такое «Депрессия» в других словарях:

депрессия — Состояние, согласно профессиональной терминологии, характеризующееся мрачным настроением, подавленностью или печалью, что может быть (однако не всегда) выражением плохого здоровья. В медицинском контексте термин относится к болезненному… … Большая психологическая энциклопедия

Депрессия — Депрессия ♦ Dépression Утрата энергии, желания или радости, своего рода крушение cоnatus’a. Отличается от горя причинами возникновения, которые в основном носят психологический или болезненный характер. Депрессия – это патологическая… … Философский словарь Спонвиля

Депрессия — (depression) См.: рецессия, спад (recession). Финансы. Толковый словарь. 2 е изд. М.: ИНФРА М , Издательство Весь Мир . Брайен Батлер, Брайен Джонсон, Грэм Сидуэл и др. Общая редакция: д.э.н. Осадчая И.М.. 2000. Депрессия Депрессия либо… … Финансовый словарь

ДЕПРЕССИЯ — (фр., от лат. deprimere сжимать). 1) название одной из глазных операций. 2) понижение барометра вследствие атмосферного давления. Словарь иностранных слов, вошедших в состав русского языка. Чудинов А.Н., 1910. ДЕПРЕССИЯ [лат. depressio… … Словарь иностранных слов русского языка

депрессия — понижение, снижение, упадок, кризис; болезнь, впадина, прострация, деградация, застой, разница, прогиб, ипохондрия, стагнация, депрессуха, минорное настроение, упадок духа, грустное настроение, мехлюдия, меланхолия, подавленность, оскудение,… … Словарь синонимов

депрессия — 1. Впадина, котловина, понижение (геоморф.). 2. Область прогибания земной коры, полностью или частично заполненная осадками (тектонич.). [Словарь геологических терминов и понятий. Томский Государственный Университет] депрессия Длительная,… … Справочник технического переводчика

ДЕПРЕССИЯ — (от лат. depressio подавление) застой в экономике, характеризуемый отсутствием подъема производства и деловой активности, низким спросом на товары и услуги, безработицей. Обычно Депрессия возникает после и в результате экономического кризиса.… … Экономический словарь

Депрессия — [depression, slump] длительная, наиболее глубокая стадия спада в экономическом цикле. Характеризуется резким снижением деловой активности по сравнению с ее нормальным уровнем, сужением инвестицмй, кредита, падением цен и массовой безработицей,… … Экономико-математический словарь

ДЕПРЕССИЯ — или депрессивный синдром (от лат. depressio подавленность) психическое состояние или заболевание, сопровождающееся чувством подавленности, тоски, тревоги, страха. Охваченный Д. одновременно испытывает чувство собственной неполноценности (см.… … Энциклопедия культурологии

ДЕПРЕССИЯ — (от лат. deprimere давить), псих, угнетение, симптомокомплекс, характеризующийся подавленным, тоскливым настроением, замедлением движений и затруднением мышления. Эпизодически встречаясь почти при всех псих, заболеваниях, Д. имеет самостоятельное … Большая медицинская энциклопедия

dic.academic.ru

Влияния величины депрессии и расположения горизонтальной скважины на добычу нефти в условиях конусообразования воды Текст научной статьи по специальности «Геология»

Аннотация научной статьи по геологии, автор научной работы — Григорьев Юрий Михайлович, Харбанов Михаил Владимирович

Исследуются влияния величины депрессии и вертикального расположения горизонтальной скважины на процесс добычи нефти в условиях конусообразования воды в пласте с подошвенной водой. Работа выполнена для пласта с параметрами, характерными для месторождений Западной Сибири, с помощью численного моделирования на гидродинамическом симуляторе. Приводятся выводы об оптимальной депрессии и оптимальном вертикальном расположении горизонтальной скважины, в частности, в присутствии неоднородности вблизи кровли коллектора в виде слабопроницаемого участка.

Похожие темы научных работ по геологии , автор научной работы — Григорьев Юрий Михайлович, Харбанов Михаил Владимирович,

The influence of depression and vertical arrangement of horizontal well on oil performance under coning effect

The influence of depression and vertical arrangement of horizontal well on oil performance under coning effect is investigated in a reservoir with bottom water. The study was made for reservoir’s parameters corresponding to typical parameters of West Siberia fields by numerical simulation on a hydrodynamical program. Conclusions are given about optimum depression and optimum vertical arrangement of horizontal well particularly when there is a heterogeneity near the top of a reservoir as less permeable region.

Текст научной работы на тему «Влияния величины депрессии и расположения горизонтальной скважины на добычу нефти в условиях конусообразования воды»

ВЛИЯНИЯ ВЕЛИЧИНЫ ДЕПРЕССИИ И РАСПОЛОЖЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ

СКВАЖИНЫ НА ДОБЫЧУ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ КОНУСООБРАЗОВАНИЯ ВОДЫ

Ю, М, Григорьев, М, В, Харбанов

При разработке нефтяных месторождений с подошвенной водой одним из основных, а может и главным отрицательным фактором является подтягивание конуса воды. При прорыве конуса воды снижается дебит добываемой нефти, а также появляются дополнительные затраты по подъему на поверхность и утилизации нежелательного флюида.

Максимальная депрессия на пласт, ниже которой подошвенная вода не достигает перфорированной части скважины, называется критической депрессией, а дебит при такой депрессии — критическим дебитом. Критическая депрессия определяется простым соотношением АРсги = АрдН, где Ар — разность плотностей нефти и воды, Н — расстояние от ствола скважины до уровня водонефтяного контакта. Ее величина обычно имеет порядок 0.5-3 атм, поэтому для низкопроницаемых пластов такая депрессия не обеспечивает рентабельного дебита нефти. Проблеме конусообразования посвящено множество работ [1-8], в которых рассматриваются вопросы нахождения максимального безводного дебита и времени прорыва воды. Однако, так как величина критического дебита обычно слишком мала, на практике почти всегда работают с депрессией, превышающей критическую.

©2012 Григорьев Ю. М., Харбанов М. В.

Пласты с мощной подошвенной водой целесообразно разрабатывать горизонтальными скважинами, пролегающими недалеко под кровлей пласта, что на практике широко делается. Поэтому в данной работе будет рассматриваться влияние депрессии, превышающей критическое значение, на процесс добычи нефти в условиях конусообразования воды именно в горизонтальных скважинах, также ее оптимальное расположение по вертикали, в частности, когда проницаемость вблизи кровли коллектора меньше, чем на нижних участках пласта. Данная работа была сделана с помощью численного моделирования на коммерческом программном продукте — на гидродинамическом симуляторе.

1. Моделирование конусообразования

Для исследования проблемы конусообразования в гидродинамическом симуляторе построена декартова модель однородного пласта размером 1000м х 1000м х 20м с физико-химическими свойствами флюидов и параметрами пласта, показанными в табл. 1, 2 и характерными для месторождений Западной Сибири.

Модель выбрана двухфазной: нефть и вода, — в силу того, что забойное давление не опускается ниже давления насыщения, равного 144 атм, и поэтому не происходит выделения газа. Кривая относительной фазовой проницаемости нефти и воды выбрана, как показано на рис. 1.

зи скважины для более правильного описания процесса конусообразования. Граничным условием выбрано постоянство давления на контуре питания, т. е. исключается падение пластового давления, притока воды от нагнетательных скважин, а также уровень ВПК со временем не меняется. Модель представляет собой бесконечный пласт. Скважина управляется забойным давлением

В симуляторе решается система уравнений движения двух фаз жидкостей в пористой среде и уравнение неразрывности [9]. Модель считается изотермической, т. е. температура везде одинакова и поэто-

Таблица 1. Параметры пласта

Горизонтальная проницаемость, мД 12

Вертикальная анизотропия 0.1

Сжимаемость породы, 1СГ5- атм-1 0.49

Нефтенасыщенная мощность Н0ц, м 8

Водонасыщенная мощность Hwat, м 12

Связная водонасыщенность, swc 0.156

Остаточная нефтенасыщенность, sor 0.265

Отн. проницаемость воды при swc = sor 0.14

Начальное пластовое давление Pr¿, атм. 250

Таблица 2. Свойства флюидов

Объемный коэффициент нефти, м/м3 1.189

Вязкость нефти, сПз 1.26

Объемный коэффициент воды, м3/м3 1.02

Вязкость воды, сПз 0.42

Давления насыщения нефти, атм 144

Сжимаемость нефти, 10

Сжимаемость воды, 1СГ5- атм-1 4.89

Плотность нефти, кг/м3 850

Плотность воды, кг/м3 1008

Плотность газа, кг/м3 0.961

му уравнение теплопроводности не учитывается:

где т — пористость, г обозначает фазу, может иметь значения о или г (нефть или вода), рг — плотность г-й фазы, гог — вектор скорости

Рис 1. Кривые ОФП нефти и воды.

Рис. ‘2. Трехмерная модель пласта, разрез ио скважине.

фильтрации г-й фазы, — насыщение, причем обычно насыщение воды просто обозначают через в, 4% — массовый источник или сток, р — поровое давление, к — абсолютная проницаемость, к%(в) — относительная фазовая проницаемость г-й фазы, — коэффициент динамической вязкости г-й фазы. Начальные условия водонасыщенности заданы в табл. 1 в виде начальных нефтенасыщенных и водонасыщенных толщин. а также в виде остаточной водонасыщенности. Начальное условие давления в пласте также задано в табл. 1 в виде начального пласто-

вого давления. Граничным условием для скважины, как говорилось выше, является забойное давление в скважине — граничное условие 1-го рода, а на границе постоянство пластового давления. Но в данной работе, чтобы добиться постоянства давления на границе, объем граничных ячеек сетки искусственно увеличивают до больших значений, таким образом граничным условием является условие непротекания на границе — граничное условие 2-го рода. Математически начальные и граничные условия:

| ««с, еслиО^Я^ [ 1, если Ион о, (6)

где г — координата по оси г, причем направлена от кровли пласта вертикально вниз, Pwf — забойное давление, хтец — координата скважины, хь0ипйагу — координата границ сетки.

2. Влияние величины депрессии на конусообразование

Для исследования работы скважины в зависимости от депрессии выберем расположение горизонтального ствола скважины на расстоянии 2.5 м от кровли коллектора.

На практике определяющей величиной для принятия решения бурения новой скважины или зарезки бокового ствола является накопленная добыча нефти за определенный период времени. На качественном уровне задачей нефтяной компании является максимальная добыча нефти при минимальной добыче воды за определенный период времени. Так как на накопленную добычу непосредственно влияет запускной дебит нефти, в данной работе сначала рассмотрим запускной дебит нефти в зависимости от депрессии, а также время прорыва конуса воды в скважину (рис. 3). В нефтяных компаниях желаемым

Рис 3. Запускной добит нефти в зависимости от депрессии.

характерным временем окупаемости скважины является 5 лет. поэтому в данной задаче будем рассматривать накопленную добычу нефти и воды за 5 лет работы скважины (рис. 4). рассчитанные на гидродинамическом симуляторе для разных значений депрессии.

Запускной дебит, как видим из графика, зависит от депрессии прямо пропорционально, т. е. чем больше устанавливается депрессия, тем больше нефти будет при запуске скважины. Но. как мы знаем, чем больше депрессия, тем быстрее подтягивается конус воды, соответственно быстрее обводняется продукция.

Накопленная добыча нефти оказывается все равно больше в случае. когда депрессия выше, хотя уже зависимость нелинейная. Но. в свою очередь, больше и накопленная добыча воды. Тем самым в этом вопросе должна существовать оптимальная точка. В большинстве случаев из-за больших цен на нефть выгодно оказывается устанавливать максимальную депрессию. Важно отметить, что если в пласте между горизонтальной скважиной и водоиефтяным контактом (ВНК) присутствуют непроницаемые барьеры (в реальности очень часто встречаются). которые являются дополнительным препятствием для прорыва конуса воды, то максимальная депрессия тоже логична.

Рис 4. Накопленная добыча и время прорыва конуса воды.

Для более точного определения оптимальной депрессии критерием выбора должен быть максимальный экономический эффект.

3. Влияние расположения горизонтальной скважины по вертикали на добычу

Случай однородного пласта. Как можно видеть из предыдущего раздела, можно говорить о том. что при разработке пластов с подошвенной водой горизонтальными скважинами в большинстве случаев оптимальной депрессией является максимально возможная. Поэтому в данном разделе для исследования влияния расположения горизонтальной скважины по вертикали в модели установим депрессию максимально возможную, при которой в пласте еще но выделяется газ. т. е. забойное давление установим равным давлению насыщения 144 атм. Рассмотрим добычу нефти и воды за 5 лет работы скважины в зависимости от расположения горизонтального ствола по вертикали. Для этого смоделируем работу скважины для восьми различных расположений горизонтального ствола от кровли пласта: 0.5 м. 1м. 2 м. Зм. 4 м. 5 м. 6 м. 7 м. Отметим, что нефтенасыщеиная толщина пласта 8 м.

Как видим из графика (рис. 5). запускной дебит нефти имеет оптимальное значение расположения горизонтального ствола, причем оно

Рис о. Запускной добит нефти в зависимости от расположения гор. скважины .

Положение гор. участка скв. от кровли коллектора, м

>— Нак. добыча нефти за 5 лег ■ Нак. добыча воды за 5 лег

Рис 6. Накопленная добыча в зависимости от расположения гор. скважины.

находится на расстоянии 4 м от кровли коллектора (4 м от ВНК). Но если посмотреть накопленную добычу нефти за 5 лет (рис. 6). само значение не сильно зависит от расположения горизонтальной скважины, а при очень близком расположении к кровле коллектора накопленная добыча даже немного меньше, чем при расположении скважины в от-

далении от кровли. От расположения скважины сильно зависит накопленная добыча воды, чем дальше от кровли коллектора и чем ближе к ВНК, тем больше добыча воды. Поэтому с учетом того, что накопленная добыча нефти зависит от расположения скважины незначительно, а накопленная добыча воды тем меньше, чем ближе к кровле, оптимальной проводкой будет расположить скважину максимально близко к кровле коллектора. На практике горизонтальный ствол располагают порядка в 2 метрах от кровли коллектора. (Следует упомянуть, что в реальности основной причиной расположения скважины близко в кровле является то, что со временем уровень ВНК поднимается. Но в данном исследовании рассматривается бесконечный пласт и ВНК не поднимается, такой вид исследования поможет нам понять выводы следующего раздела.)

Случай неоднородного пласта. В реальности часто встречаются пласты, в которых вблизи кровли коллектора из-за глинизации область толщиной порядка 2 м от кровли коллектора имеет меньшую проницаемость, чем нижняя часть коллектора. Поэтому возникает вопрос, как провести скважину: через область с меньшей проницаемостью или под этой низкопроницаемой областью? Чтобы понять это, рассмотрим все ту же модель пласта и флюидов, что у нас имеется, но проницаемость верхнего пропластка толщиной в 2 м возьмем меньше, чем основная проницаемость. Для исследования выберем следующие отношения проницаемости верхнего пропластка к проницаемости основного пласта (обозначим К): 0.1, 0.2, 0.3, 0.5, 0.75, — обеспечивающие более равномерные шаги изменения результатов численного моделирования. Рассмотрим добычу при расположении горизонтальной скважины в 1 м от кровли, в области со сниженной проницаемостью и в 2.5 м от кровли, непосредственно под пропластком со сниженной проницаемостью.

Как видим из графиков (рис. 7, 8), в случае самой низкой проницаемости верхнего пропластка К = 0.1 при расположении скважины в этой области запускной дебит нефти будет меньше почти в 4 раза,

Рис. 7. Запускной добит нефти в зависимости от отношения нроиицае-мостей.

Накопленная добыча за 5 лет

Отношение проницаемостей К

Нак добыча неф™ за 5 лет -1 м от кровли ■ На«, добыча воды за 5 лет — 1м от кровли Нак. добыча нефти за 5 лет — 2.5м от кровли —•— Нак. добыча воды за 5 лет — 2.5м от кровли

Рис. 8. Накопленная добыча в зависимости от отношения проницаемостей.

чем если расположить скважину ниже этого участка. А накопленная добыча за 5 лет будет меньше в 2.6 раза, но накопленная добыча воды будет меньше уже в 6.7 раза. Далее при увеличении отношения проницаемостей К разница в добыче нефти и воды будет уменьшаться. Для определения оптимальности выбора проводки скважины должен служить максимальный экономический эффект, но в данном случае

из-за высоких цен на нефть можно говорить о том, что оптимальным выбором должна быть проводка под пропластком со сниженной проницаемостью. К такому решению можно было прийти и из результатов предыдущего раздела. Мы узнали, что в случае однородного пласта от расположения скважины накопленная добыча нефти зависит незначительно. Но если верхний участок имеет сниженную проницаемость, то при проводке скважины через нее будет понятно, что добыча нефти упадет, поэтому расположение скважины чуть ниже от этого участка в области с хорошей проницаемостью будет больше и поэтому более выгодной.

При разработке нефтяного пласта с подошвенной водой оптимальной депрессией является максимально возможная, которая ограничивается только технологией добычи, насосным оборудованием, так как при росте депрессии растет не только добыча воды, но и добыча нефти, которая приводит к большей экономической эффективности.

В пластах с подошвенной водой и с выдержанной проницаемостью по вертикали оптимальной проводкой горизонтального ствола скважины является расположение скважины максимально близко к кровле коллектора, главным образом из-за того, что в таком случае значительно уменьшается добыча воды. Под выдержанной проницаемостью имеется в виду то, что проницаемость вблизи коллектора может быть меньше в 2 раза относительно среднего значения по пласту, так как такая разница в реальности может определяться неоднозначно. Но если вблизи кровли коллектора проницаемость снижена на порядок, такая разница однозначно определяется по геофизическим исследованиям, оптимальным способом проводки является расположение скважины непосредственно под участком со сниженной проницаемостью.

1. Muskat М., Wvckoff R. D. An approximate theory of water coning in oil production. Trans. AIME 1935.

2. Scbols R. S. An empirical formula for the critical oil production rate // Erdoel Erdgas, Z. V. 88, N 1. P. 6-11. January 1972.

3. Chaperon 1. Theoritical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates // Paper SPE 15377. 1986. P. 1-12.

4. Hovland L. A., Papatzacos P., Skjaeveland S. M. Critical rate for water coning: correlation and analytical solution // Paper SPE 15855. 1986. P. 59-64.

5. Giger M. Analytic two-dimensionless models of water cresting before breakthrough for horizontal wells // Paper SPE 15378. 1989. P. 409-416.

6. Abass H. H., Bass D. M. The critical production rate in water-coning systems // Paper SPE 17311. 1988. P. 351-360.

7. Sobocinski D. P., Cornelius A. J. A correlation for predicting water coning time // Paper SPE 894. 1964. P. 594-600.

8. Басниев К. С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика. М: Недра, 1993.

9. Соловьев И. Г., Казаков А. А. Анализ динамики выработки локальной водоплавающей зоны коллектора. Изв. вузов. Нефть и газ. 2011. № 1. С. 111-117.

cyberleninka.ru