Контрольные вопросы.

1. Что такое горизонтальная скважина?

2. Перечислить методики расчета дебита нефти к горизонтальному стволу

3. Условия перечисленных методик

Тема 2. Расчет дебита скважины с горизонтальным окончанием и наклонно - направленной с трещиной ГРП по приведенным формулам, сопоставление результатов

Для определения суммарного дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi (тема 1).

Для нахождения дебита вертикальной трещины используем решение Р.Д. Каневской. Рассматривается плоская стационарная фильтрация однородной жидкости, обусловленная точечным источником (стоком) интенсивности Q, расположенным в центре конфокальных эллипсов с полуосями l, w и a, b соответственно и фокусным расстоянием f: a²‑b²=l²‑w²=f². Эллипсы ограничивают включения, отличающиеся от основного пласта по проницаемости (рис. 2.1). Предполагается, что пласт имеет постоянную толщину h и проницаемость k₁. Включение, моделирующее трещину гидроразрыва, характеризуется проницаемостью k₂ и полуосями l и w, соответствующими полудлине и полуширине трещины. Область, заключенная между эллипсами имеет проницаемость k₃. При k₃<k₁ эта область моделирует загрязненную зону. Движение жидкости в пласте и в трещине подчиняется линейному закону фильтрации.

Рисунок 2.1 – Три области фильтрации

1 – пласт; 2 – трещина; 3 – загрязненная зона.

Если трещина имеет бесконечную проводимость, т.е. λ₂=1, то формула определения дебита имеет вид:

(2.1)

Для нахождения дебита вертикальной скважины воспользуемся формулой:

(2.2)

где фокусное расстояние конфокальных эллипсов; ; ; ; .

Задача 2.1. Выполнить расчет дебитов вертикальной скважины c эллиптической трещиной ГРП для геолого-физических условий пласта ПК₂₀ Ярайнерского месторождения и сравнить с результатами расчета дебитов горизонтальной скважины, рассчитанной по методике Joshi (задача 1.1);

‑ сопоставить полученные результаты;

‑ определить по графику зависимости дебита скважины от размеров трещины (для 10 значений (от начального) с шагом в 10 метров) и от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров, какая из скважин наиболее эффективна для дынных геолого-физических условий.

Таблица 2.1

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Нефтенасыщенная толщина	h	м	5,5
Проницаемость по горизонтали, м2	kh	м2	443·10-15
Проницаемость по вертикали, м2	kv	м2	44·10-15
Вязкость нефти	μн	Па·с	0,00112
Пластовое давление	Рпл	Па	17,5·106
Забойное давление	Рзаб	Па	14,5·106
Радиус горизонтального участка скважины	rc	м	0,1
Радиус контура питания	Rk	м	250
Объемный коэффициент нефти	B0	д.ед	1,2
Длина трещины ГРП	l1	м	50
Ширина трещины ГРП	w	м	0.02
Проницаемость загрязненной зоны	k3	м2	55·10-15
Большая полуось загрязненной зоны	a	м	15
Меньшая полуось загрязненной зоны	b	м	2

Решение. Задача решается следующим порядком:

1. Прогнозное значение дебита ГС в зависимости от длины определяется по алгоритму представленному в теме №1.

2. Дебит вертикальной скважины:

.

3. Фокусное расстояние конфокальных эллипсов;

;

;

.

4. Дебит вертикальной скважины с эллиптической трещиной ГРП:

5. Сопоставляем полученные результаты:

Вид скважины	Значение	Отклонение
Факт. начальный дебит ГС 210Г (01.01.2008 г.)	2778 м3/сут
Факт. начальный дебит ВС 30Р (01.01.2008 г.)	750 м3/сут
Вертикальная	452,59 м3/сут
Вертикальная+ГРП (длина тр.=50м)	553,8 м3/сут
Горизонтальная (L=500 м)	2730 м3/сут

Выводы: проведя расчеты дебитов вертикальных скважин с ГРП и выполнив сравнительный анализ с дебитами, полученными для горизонтальной скважины, можно сделать вывод, что применение ГС значительно выгоднее, так как наблюдается существенная разница в полученных значениях.

Контрольные вопросы.

1. Цель проведения ГРП в горизонтальной скважине.

2. От чего зависит ориентация трещин ГРП в пределах продуктивного пласта?

3. Технологии проведения ГРП в горизонтальных скважинах.

4. Критерии выбора горизонтальных скважин-кандидатов для проведения ГРП

Тема 3. Расчет дебита многоствольной скважины.

Одной из первых и наиболее упоминаемой в литературных источниках зависимостей, описывающих приток к многоствольной горизонтальной скважине, с равномерном веерным расположением в центре круговой залежи, является уравнение Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Табакова В.П.:

, (3.1)

где, п — число стволов, а — угол наклона ствола от вертикали, l — длина отдельного ствола, функция х(п) равна 4; 2; 1.86; 1.78 при числе горизонтальных стволов 1; 2; 3 и 4.

Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. анализировали влияние различных факторов на дебит многоствольной горизонтальной одноярусной скважины при помощи несколько измененной формулы (2.2), учитывающей анизотропность пласта:

, (3.2)

где  = yjk_v jk_h — параметр анизотропии проницаемости пласта.

Для одноярусной многоствольной горизонтальной скважины известно также уравнение:

. (3.3)

Если принять n=2, то получим формулу Джоши, в которой вместо малой полуоси эллипса используется радиус контура питания, а для описания течения к точечному стоку уравнение Борисова Ю.П.

Формула Меркулова В.П. используется для расчета притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями:

, (3.4)

где  – относительное смещение горизонтального ствола от среднего положения в пласте, значения параметров а, b, с , определяются из формул:

, ,,.

В работах авторами рассматривался приток нефти к горизонтальной нефтяной скважине, не полностью вскрывшей сектор. Под сектором понимается часть круговой области дренирования. Для получения определенной закономерности между производительностью горизонтальных скважин и относительным вскрытием сектора авторами путем моделирования изучено влияние: - длины горизонтального ствола Lг, т.е. полноты вскрытия сектора на производительность горизонтальных нефтяных скважин; - величины радиуса контура сектора Rк.сек; - числа горизонтальных скважин «n» на изучаемые закономерности и на интенсивность их изменения во времени; - проницаемости пластов; - степени загрязнения призабойной зоны, т.е. величины скин-эффекта; - величины депрессии на пласт на изучаемые зависимости при вскрытии горизонтальным стволом сектора кругового пласта. Такая работа была выполнена на моделях фрагментов нефтяной залежи секторной формы при углах сектора α=450, 300 и 22,50 (рис. 2.1), его радиусах Rк.сек=3000 м и Rк.сек=6000 м, проницаемостях фрагмента k=10, 50, и 250 мД и длинах горизонтального ствола Lг равных Lг=Rк.сек-Rвход (полное вскрытие сектора); =0,734; =0,467; =0,267.

Решение. Дано:

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Длина горизонтального участка	l	м	300
Проницаемость по горизонтали, м2	kh	м2	147·10-15
Проницаемость по вертикали, м2	kv	м2	36·10-15
Вязкость нефти	μн	Па·с	0,00098
Пластовое давление	Рпл	Па	23,1·106
Забойное давление	Рзаб	Па	16·106
Радиус горизонтального участка скважины	rc	м	0,1
Радиус контура питания	Rk	м	330
Угол наклона ствола от вертикали	α	град	90
Гидропроводность	ε	(м2·м)/(Па·с)	2,93·10-10
Параметр анизотропии проницаемости пласта	β		0,244

Задача решается следующим порядком: