34. Определение дебита горизонтальной скважины, вскрывшей анизотропный пласт, с асимметричным расположением ствола относительно контуров зоны дренирования.
При асимметрично с расположении горизонтального ствола относительно контуров питания следует определить дебиты газа для половины 1 и 2 зон, отличающихся различием величин радиусов контуров питания, затем просуммировать эти дебиты.
Для случая, когда границы зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, изолированы от остальной части залежи, коэффициенты аi и bi, при вскрытии анизотропного полосообразного пласта по зонам по аналогии с предыдущими формулами буду иметь вид:
В данном примере рассматривается асимметричное расположение горизонтального ствола относительно контуров питания для случая, когда необходимо отходить от контурных вод, но при этом границы между скважинами открыты и поэтому радиус контура питания между этими скважинами определяется как половина расстояния между соседними скважинами при вскрытии однородного пласта и одинаковых депрессиях на пласт по этим скважинам.
Суммарный
дебит скважины при асимметричном
расположении ствола относительно
контуров питания будет
35. Влияние гидродинамической связи между пропластками на выбор профиля вскрытия горизонтальным стволом.
Для повышения рентабельности горизонтальной скважины, необходимо чтобы при вскрытии пласт истощался одновременно по всем пропласткам и устьевое давление было максимальным.
Если пласт неоднородный, то при наличии гидродинамической связи между пропластками необходимо вскрывать пропластки с высокой проницаемостью, при этом ассиметричность расположения ствола менее существенна.
При низкой гидродинамической связи вскрытие должно быть по принципу:
т.е. пропорционально запасам и обратно пропорционально проницаемости.
Вскрытие многообъектной залежи пластового типа должно быть снизу вверх.
Длина горизонтального ствола определяется не только запасами и проницаемостью, но и близостью контурных вод.
Основными профилями вскрытия продуктивного интервала горизонтальным стволом в настоящее время являются “горизонтальный” и нисходящий. Профиль вскрытия продуктивного интервала предопределяется емкостными и фильтрационными свойствами нефтегазоносных пластов и очень влияет на производительность горизонтальных скважин. Базовыми являются следующие профили горизонтального ствола: горизонтальный, нисходящий, восходящий и ступенчатый (см. рисунок 25). Эти разновидности вскрытия зависят от неоднородности вскрываемости пласта, наличия или отсутствия гидродинамической связи между пропластками и примесей в составе добываемого газа. При этом следует учесть степень гидродинамической связи между пропластками с высокой и низкой проницаемостями и свойств флюидов, насыщающих пористую среду. Математическими экспериментами установлено, что для неоднородных газоносных пластов даже при проницаемости в вертикальном направлении kв =0,1мД истощение отдельных пропластков происходит по всем пропласткам, независимо от профиля горизонтального ствола. При более низкой вертикальной проницаемости в вертикальном направлении, например, при kв =0,01мД степень истощения высоко- и низкопроницаемых пропластков существенно отличаются. При этом взаимодействие повышается по мере снижения давления в высокопроницаемых пропластках. Огромные размеры площади взаимодействия между высоко и низкопроницаемыми пропластками способствуют, по истечению времени, росту интенсивности перетока газа из низкопроницаемых в высокопроницаемые. Расчеты оказывают, что в зависимости от запасов газа в каждом взаимодействующем пропластке и их вертикальной проницаемости низкопроницаемые пласты включаются в активную разработку по истечении t=5-18 лет. На рисунке 26 показано уменьшение разности давлений в процессе разработки во времени при вскрытии неоднородных пластов. Приведенные зависимости получены для пропластков с одинаковыми запасами газа, но с различными проницаемостями.
