2.9. Определение технологической эффективности при реализации технического решения

2.9.1.Исходные данные для определения технологической эффективности

Исходными данными для определения технологической эффективности применения боковых горизонтальных стволов и горизонтальных скважин понадобятся следующие исходные данные по скважинам (приведены в таблице 15).

Таблица 15. Исходные данные для определения технологической эффективности

Показатель	Значение
Режим разработки	Естественный
Сетка размещения скважин	неравномерная
Расстояние между скважинами, м	200 х 375
Плотность сетки скважин, га/скв	неравномерная
Пластовое давление,	16,1 МПа
Коэффициент проницаемости,	0,216
Толщина пропластка, h	11,5 м
Вязкость нефти в пластовых условиях,	98,4
Вязкость пластовой воды,	1,5
Давление на забое добывающей скважины,	10 МПа
Радиус контура питания,	300 м
Радиус скважины,	0,146 м
Длина горизонтального участка БГС, L	150 м
Водонасыщенность, s	16 %
Коэфф. охвата процессом вытеснения, д.ед	0,665
Коэффициент эксплуатации	0,94

2.9.2 Выбор метода определения технологической эффективности

При решении практических задач проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений одной из основных формул для оценки дебитов скважин является известная формула Дюпюи. Поэтому естественным образом возникает вопрос получения аналога формулы Дюпюи и для притока жидкости в горизонтальную скважину.

Рассмотрим задачу о квазистационарном течении жидкости в пористой среде. Одиночная горизонтальная скважина длиной L дренирует область, ограниченную контуром питания с радиусом R_к. Толщина пласта - h, абсолютная проницаемость - K, динамическая вязкость жидкости - m, давление на контуре питания - p_к, давление на забое скважины - p_с, приведенный радиус скважины - r_с. Требуется определить дебит скважины.

Наиболее простое решение было предложено Ю.Т.Борисовым и В.П.Табаковым.

Дебит горизонтальной скважины выражается формулой

(1)

Первое слагаемое в знаменателе отражает внешнее фильтрационное сопротивление, вторе слагаемое - внутреннее сопротивление скважины.

Внешне фильтрационное сопротивление по форме совпадает с сопротивлением вертикальной скважины, отличаясь лишь тем, что вместо радиуса скважины r_с используется радиус r_экв = L / 4. Внутреннее сопротивление горизонтальной скважины принимается по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова равным внутреннему сопротивлению батареи вертикальных скважин шириной L, расстояние между скважинами 2×d = h.

Формула (1) имеет тот недостаток, что вне зависимости от длины горизонтальной скважины контур питания предполагается радиальным. Точность данной формулы должна убывать с ростом отношения L/R_к.

Для горизонтальной скважины контур нефтеносности должен иметь эллипсообразный, а не круговой характер. С учетом этого Giger F. представил формулу притока в горизонтальную скважину в виде

, (2)

где R_к - большая полуось эллипса, являющегося контуром питания.

Joshi S. в развитие формулы (2) получил выражение

(3)

(4)

где есть большая полуось эллипса, равновеликого по площади кругу с радиусом дренирования R_к. Есть некоторое различие в определении внутреннего сопротивления горизонтальной скважины в формулах (3) и (1) - (2). В формуле (3) внутреннее сопротивление несколько выше, чем в формулах (1) и (2). По методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений более правильно отражают внутреннее сопротивление формулы (1) и (2).