Моделирование разработки нефтегазобых месторождений горизонтальными скважинами

Краткое описание

ВВЕДЕНИЕ...5

1 ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ, ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ И ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН...8

1.1 Текущее состояние промысловых исследований...8

1.2 Состояние теоретических и экспериментальных исследований...15

Выводы к разделу 1...25

2 ИССЛЕДОВАНИЕ СТАЦИОНАРНОГО ПРИТОКА К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ В ПЛАСТАХ РАЗЛИЧНОЙ КОНФИГУРАЦИИ...26

2.1 Постановка задачи и методика решения...27

2.2 Приток жидкости к галерее в эллиптическом пласте...31

2.2.1 Приток жидкости к галерее в эллиптическом пласте...„...31

2.2.2 Дебит галереи в вытянутом эллиптическом пласте. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в вытянутом эллиптическом пласте...38

2.2.3 Дебит галереи в пласте эллиптической формы. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в пласте эллиптической формы...45

2.2.4 Дебит галереи в круговом пласте. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в круговом пласте...46

2.2.5 Поле скоростей одиночной галереи, дренирующей эллиптический пласт...48

2.3 Приток к галерее в прямоугольном пласте с четырехсторонним

контуром питания...64

2.3.1 Дебит галереи в прямоугольном пласте с четырехсторонним контуром питания. Внешнее фильтрационное сопротивление

горизонтальной скважины в прямоугольном пласте с четырехсторонним

контуром питания...64

2.3.2 Поле скоростей одиночной галереи, дренирующей прямоугольный

пласт с четырехсторонним контуром питания...69

2.4 Приток к галерее в полосообразном пласте с двухсторонним

контуром питания...79

2.4.1 Дебит галереи в полосообразном пласте. Внешнее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины в полосообразном пласте...79

2.4.2 Поле скоростей одиночной галереи, дренирующей полосообразный пласт с двухсторонним контуром питания... 82

2.5. Дебит горизонтальной скважины в полосообразном пласте. Внутреннее фильтрационное сопротивление горизонтальной скважины...92

2.6. Приток к горизонтальной скважине в пластах различной конфигурации. Сопоставление дебитов вертикальной и горизонтальной скважин. Влияние формы контура питания на дебит горизонтальной скважины...__93

2.7 Приток к цепочке горизонтальных скважин, дренирующих полосообразный пласт...103

2.8 Влияние формы контура питания на дебит горизонтальной скважины.. 108 Выводы к разделу 2...114

3 ПОТЕНЦИАЛ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ В ПРЯМОУГОЛЬНОМ ОДНОРОДНО - АНИЗОТРОПНОМ ПЛАСТЕ С ЧЕТЫРЕХСТОРОННИМ КОНТУРОМ ПИТАНИЯ...116

3.1 Потенциал точечного источника в прямоугольном однородно-анизотропном пласте с четырехсторонним контуром питания...116

3.2 Исследование распределения потенциала в прямоугольном однородно-анизотропном с четырехсторонним контуром питания

пласте, вызванное горизонтальной дреной...126

3.2.1 Распределение потенциала, вызванного вертикальным линейным стоком постоянной мощности...128

3.2.2 Распределение потенциала, вызванного горизонтальной дреной с постоянной подлине интенсивностью притока...131

4 3.2.3 Распределение потенциала, вызванного горизонтальной дреной...139

3.3 Потенциал горизонтальной скважины. Погрешность замены пространственной задачи фильтрации суперпозицией двух плоских

задач...153

Выводы к разделу 3...168

4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СИСТЕМОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН...169

4.1 Геологическая характеристика месторождения...169

4.2 Обоснование принятой методики прогноза технологических

л показателей разработки...176

4.3 Численное трехмерное гидродинамическое моделирование притока к горизонтальной скважине...177

4.4 Исследование процесса выработки запасов на секторных моделях...183

4.5 Характеристика расчетных вариантов...193

4.6 Программа производства буровых работ...199

4.7 Технико-экономическое обоснование рекомендуемого варианта

разработки...200

Выводы к разделу 4...204

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ...205

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК...209

ПРИЛОЖЕНИЯ...228
Введение

ВВЕДЕНИЕ

Экономический кризис в нашей стране и обвал мировых цен на нефть в 90-ых гг. прошлого века жестоко ударили по объему промышленного производства в России. В то же время прогнозируемый в ближайшее время большинством аналитиков дальнейший экономический рост неизбежно потребует не только поддержания на достигнутом уровне, но и значительного увеличения добычи нефти и газа.

Несмотря на то, что большинство крупнейших месторождений страны, длительное время обеспечивавших требуемые уровни добычи нефти, вступили в заключающую стадию разработки, потенциал увеличения добычи по-прежнему имеется: Россия занимает одну из лидирующих позиций по разведанным запасам углеводородного сырья. Вместе с тем следует отметить постоянное ухудшение структуры этих запасов: большинство их классифицируется в настоящее время как трудноизвлекаемые и приурочены к залежам, характеризующимся сложным геологическим строением, низкой и ультранизкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, осложненным наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок.

Эффективная разработка таких объектов не может быть обеспечена традиционными технологиями строительства и эксплуатации скважин и требует массированного применения новых методов нефтедобычи, способных обеспечить повышенную производительность скважин, интенсивные темпы отбора и высокую конечную нефтеотдачу при приемлемой рентабельности производства.

Все известные на сегодняшний день методы интенсификации добычи реализуют один из следующих двух (или оба одновременно) механизмов:

1. увеличение рабочего перепада давления;

2. снижение фильтрационного сопротивления.

Повышение перепада давления, очевидно, - наиболее простой и дешевый способ интенсификации добычи. В то же время его применение ограничивается физическими возможностями существующего нефтепромыслового и

внутрискважинного оборудования, да и резервы по перепаду давления на практике, как правило, невелики.

Методы, снижающие фильтрационное сопротивление течению флюидов, более трудоемки, но и значительно более результативны. При этом если такие технологии, как, например, гидравлический разрыв пласта (ГРП) и физико-химические методы обработки воздействуют, в основном, лишь на при-забойную зону пласта, уменьшая ее фильтрационное сопротивление, то применение горизонтальных скважин (ГС) позволяет не только значительно снизить фильтрационное сопротивление в призабойной зоне, но и целенаправленно влиять на направления течения жидкостей в удаленном межскважин-ном пространстве пласта, увеличивая скорости фильтрации флюидов и минимизируя долю слабо дренируемых зон в общем поровом объеме пласта.

Наклонные и горизонтальные скважины, протягиваясь по продуктивному горизонту на десятки и сотни метров, соединяют друг с другом участки повышенной проницаемости, каверны и трещины, не только увеличивая скорости фильтрации в межскважинном пространстве, но и повышая степень охвата пласта процессом выработки, увеличивая конечную нефтеотдачу.

Темпы развития бурения горизонтальных скважин за рубежом очень высоки. Происходит невиданный бум применения горизонтальных скважин. Так, если более ранние планы нефтяных компаний предполагали бурение к настоящему времени до 5-6 тысяч скважин, то последующий прогноз фирмы "Пройссаг" составлял 9-10 тысяч ГС, а лишь ряд экспертов США и Канады предполагал бурение в ближайшем будущем 20-30 тысяч горизонтальных скважин с ежегодными темпами бурения до 2500 скважин [1,2, 3].

В связи с высокой стоимостью строительства горизонтальных скважин, существенно повышается значение этапа проектирования (и связанного с ней моделирования) систем разработки с их использованием. При моделировании процессов разработки невозможно ограничиться только применением стандартных пакетов программ (типа «Eclipse», «Tempest-More», «VIP», «Лаура»), осуществляющих численное решение уравнений фильтрации.

Дело в том, что, вообще говоря, существует бесконечное число вариантов разработки данного конкретного объекта, характеризующихся различными схемами размещения добывающих и нагнетательных, как вертикальных, так и горизонтальных скважин с переменными расстояниями между скважинами и длинами горизонтальных стволов, с различным положением ГС относительно кровли и подошвы продуктивного интервала и т.д. Выбор приемлемого варианта разработки требует проведения большого числа повторных многочасовых расчетов, так же, как и подбор оптимального направления и длины горизонтальных скважин. В полной мере с использованием только численных моделей, без знания аналитических зависимостей, дающих представление о степени влияния каждого из параметров данной системы разработки на уровни добычи нефти, эту программу исследований провести невозможно из-за временных ограничений.

Оптимальной является двухступенчатая процедура моделирования, когда на первой стадии с помощью аналитических моделей проводятся предварительные расчеты, позволяющие резко сократить область поиска (т.е. найти первые приближения к оптимальным значениям фильтрационных и технологических параметров) и сделать предварительную компоновку вариантов с тем, чтобы на второй стадии с помощью численных гидродинамических расчетов уточнить значения фильтрационных характеристик и сделать окончательный выбор наилучшего варианта. Таким образом, разработка аналитических методов расчета была и остается одной из актуальнейших задач подземной гидромеханики.

Отметим, что использование, наряду с численными, аналитических методов полностью соответствует принципу целостности, согласно которому при описании сложных систем нельзя ограничиваться одним классом моделей, а требуется привлечь целую иерархию моделей различной сложности.

Цель диссертационной работы - разработка и внедрение новых аналитических методов расчета показателей эффективности применения горизонтальных скважин при разработке месторождений нефти и газа.

1 ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ, ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ И ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

1.1 Текущее состояние промысловых исследований

4

Традиционно разработка месторождений углеводородов обеспечивается

при помощи бурения с поверхности скважин. При этом на забое скважины поддерживается давление, меньшее пластового давления. Под действием этого перепада давления жидкие углеводороды приходят в движение и притекают в скважину, откуда и извлекаются на поверхность. Существенным ограничивающим фактором, препятствующим движению флюидов в пласте, является тот факт, что по мере приближения к скважине площадь фильтрации существенно сокращается, а скорость фильтрации, соответственно, значительно возрастает; как следствие, значительно возрастает градиент давления. В итоге наибольшая часть перепада давления - основной движущей силы - расходуется в призабойной зоне скважины.

Горизонтальные скважины по сравнению с традиционными вертикальными скважинами (ВС) имеют значительно большую площадь поверхности фильтрации, что позволяет сократить фильтрационное сопротивление и, при том же перепаде давления, обеспечить более высокий дебит. Применение горизонтальных скважин является одним из множества альтернативных методов увеличения площади контакта «скважина-пласт». В числе этих других методов можно назвать бурение дополнительных вертикальных скважин, ГРП, кислотные обработки, обработки призабойной зоны скважин различными химреагентами с целью повышения эффективной проницаемости и др. ¦^ Однако мировой опыт показывает, что зачастую горизонтальное бурение является наиболее эффективным способом извлечения углеводородов из недр.

Сегодня лидером в области бурения и эффективного решения вопросов эксплуатации ГС является Канада - в ее пределах пробурено около 15000 ГС или более 45% ГС мира [3, 4]. Большинство ГС в Канаде применяется для

8

предотвращения конусов воды и газа. Около 45% скважин пробурены на месторождениях тяжелой нефти, в основном, с высокопроницаемыми терриген-ными коллекторами (Саскачеван и Альберта), где они применяются преимущественно с вертикальными нагнетательными скважинами. Около 40% ГС Канады пробурены в карбонатных залежах с легкой нефтью, причем, в отличие от США, преимущественно для минимизации конусообразования [5], а не с целью пересечения трещин. Остальные скважины пробурены и эксплуатируют тонкие и низкопроницаемые объекты.

На втором месте, несколько отставая от Канады, находятся США -здесь пробурено более 12000 ГС, что составляет 36% от общего количества ГС, пробуренных в мире [3, 4], и это несмотря на то, что США вышли на промышленное внедрение технологии горизонтального бурения после СССР и Франции. Основная область применения ГС в США - трещиноватые низкопроницаемые пласты, на которые данный тип скважин бурится с целью пересечения природных трещин и повышения продуктивности скважин. Это меловые отложения остин в Техасе (79% ГС), глинистые сланцы баккен в Северной Дакоте (5% ГС), отложения ниобрара в Колорадо и Вайоминге (2% ГС) [5]. Остальные 14% скважин пробурены в различных формациях на водоплавающих и подгазовых залежах для предотвращения образования конусов воды и газа (Аляска, Калифорния, побережье Мексиканского залива). Около 90% всех ГС США пробурено в карбонатных породах, несмотря на то, что к карбонатам приурочено лишь 30% нефтяных ресурсов страны. В настоящее время растут объемы горизонтального бурения в терригенных породах в связи с успешным применением ГС в этих формациях.

Достигнутая на практике высокая эффективность ГС вызвала в последние годы настоящий бум в этой отрасли. Теперь ГС бурят в большинстве нефтедобывающих стран Западной Европы (преимущественно на морских месторождениях), на Ближнем и Среднем Востоке, в Австралии и Индонезии.

Столь широкое и интенсивное развитие горизонтального бурения на Западе стало возможным благодаря, во-первых, крупным капитальным вло-

жениям в научно-исследовательские и опытно-промышленные работа в данном направлении и, во-вторых, промышленному внедрению ряда эффективных технологий, поднявших горизонтальное бурение на совершенно новый уровень. К таким технологиям относятся:

- применение компоновок с управляемыми забойными двигателями;

- применение долот с поликристаллическим алмазным вооружением;

- использование гибких колонн НКТ;

- управление траекторией ствола в реальном масштабе времени;

- компьютерная обработка геофизических данных.

- широкое внедрение трехмерной сейсморазведки; повышение качества съемки и разработка новых прогрессивных методов обработки и интерпретации;

- применение новых буровых растворов с улучшенными характеристиками;

- селективное заканчивание скважин;

Отметим, что реализованных систем разработки только горизонтальными скважинами с применением заводнения через ГС пока нет. В настоящее время ГС используются либо на естественном режиме, либо в сочетании с вертикальными нагнетательными скважинами. Имеются лишь единичные упоминания [6, 7, 8] о строительстве и успешной эксплуатации горизонтальных скважин в качестве нагнетательных - на месторождении New-Hope в Техасе вместо 6 проектных ВС были построены 2 нагнетательные ГС, что привело к четырехкратному росту добычи на месторождении [6].

Как в России, так и в мире в целом пробурены и эксплуатируются уже десятки тысяч горизонтальных скважин, при этом, как показывают многочисленные публикации, в основном достаточно успешно решаются технические проблемы зарезки вторых стволов [9, 10, И], наклонного и горизонтального бурения [9,12, 13], обеспечения заданной кривизны профиля [13, 14], контроля за положением горизонтального ствола [12], применяемого оборудования и конструкции скважин [10, 13, 15, 16, 17, 18]. Подобраны необходимые виды

10

исследовании и созданы технические комплексы для их проведения и интерпретации получаемых результатов как в процессе бурения и вскрытия продуктивных интервалов, так и в процессе дальнейшей эксплуатации скважин [13,14,17,19,20,21]. Последние технические достижения в области горизон-ф, тального бурения - строительство скважин с длиной горизонтального участка более 10 км [22, 23, 24, 25], Отметим, что в 1990 г. рекордная длина ГС составляла 3800 м [26].

Наиболее полный анализ мировой истории развития бурения горизонтальных скважин выполнен профессором Н.Ф. Кагармановым [2, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34]. Было показано, что обычные скважинные методы разработки, основанные на бурении вертикальных и наклонных скважин с применением заводнения, позволяют извлечь 30-50% нефти, содержащейся в пласте. Новые методы нефтеотдачи не дают ожидаемых результатов; в своем большинстве они оказались трудноуправляемыми и достаточно дорогими.

Внедрение горизонтального бурения во многих случаях позволяет уве-v личить средний дебит скважин на месторождении кратно, а коэффициент

нефтеотдачи довести до 60-80% [26,32,37,38].

Начало бурению горизонтальных скважин в СССР было положено в 30-х годах прошлого века [9, 35, 36, 37]. Более сотни ГС было пробурено в 50-е годы, из них более половины — в Башкирии, однако отсутствие надежной техники и технологии, применение неориентированного бурения не дало устойчиво положительных результатов и объективно привело к сокращению объемов бурения ГС.

Интерес к бурению горизонтальных скважин возобновился лишь в 80-е

,. годы. Ежегодно бурятся сотни горизонтальных скважин, на ряде российских

W

месторождений (Мишкинское, Городецкое, Боровское, Федоровское, участки

Татышлинского, Арланского, Самотлорского месторождений и др.) сформированы системы разработки с применением горизонтальных скважин [1, 38, 39,40,41,42].

Практическое применение горизонтальных скважин и боковых стволов

11

потребовало внесения существенных изменений в разработку месторождений. Требуются новые подходы к теории проектирования разработки месторождений с применением ГС.

В настоящее время производственниками и учеными накоплен огром- ный статистический материал, основанный на опыте работы горизонтальных скважин на различных месторождениях - в работах [1, 4, 9, 15, 18, 38, 40, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55] отмечен положительный опыт применения ГС на месторождениях Башкортостана, Татарстана, Удмуртии, Западной Сибири, Саратовской и Самарской областей, а также на ряде зарубежных месторождений. Показано, что использование ГС позволило получить 2-7 кратный прирост дебита по сравнению с использованием вертикальных скважин. Выявлено наличие статистической связи между дебитом ГС и такими параметрами, как длина горизонтального ствола скважины, толщина вскрытого интервала, расстояние от горизонтального ствола до ВНК. Показано, что для успешной эксплуатации ГС длина горизонтального ствола должна быть не менее 250-300м, а расстояние до ВНК - не менее 12-15м. На водоплавающих подгазовых участках залежей Федоровского месторождения безводные и безгазовые депрессии на пласт при эксплуатации ГС не превышают 0.7-1.5 МПа (при этом вертикальные скважины на этих участках с каждой тонной нефти добывают в среднем 1000 м3 газа и более 6 м3 воды).

Общие принципы применения горизонтальных скважин изложены в [48,56, 57, 58, 59, 60, 61, 62,63,64, 65, 66, 67, 68]. Считается целесообразным использование ГС при разработке шельфовых месторождений, в водоохранных зонах, маломощных коллекторах, в залежах с обширными водоплавающими и подгазовыми зонами, при разработке месторождений тяжелых, высоковязких нефтей и битумов, т.е. там, где использование обычных вертикальных и наклонных скважин технологически или экономически нецелесообразно. Всеми авторами отмечается необходимость предварительной хорошей изученности объекта применения ГС, что автоматически означает применение горизонтальных скважин либо в выдержанных достаточно монолитных

12

коллекторах, имеющих высокую степень прогнозируемое™ своего развития, либо на верхних геологических объектах, строение которых хорошо изучено транзитными скважинами, пробуренными на нижние объекты разработки многопластовых месторождений. Еще одна область применения ГС - карбо-Ь натные коллектора, в 80% случаев имеющие сеть преимущественно верти-

кальных и субвертикальных трещин [69], и коллекторские свойства которых изменяются во многом случайным образом и малопрогнозируемы независимо от степени разбуренности. В связи с более высокой стоимостью строительства и текущего обслуживания ГС целесообразно применять более редкие по сравнению с вертикальными сетки горизонтальных скважин. Отмечается, что ГС наиболее эффективны по сравнению с ВС в тонких пластах и в пластах с активными подошвенными водами и газовой шапкой. Низкая вертикальная проницаемость снижает эффективность ГС; в пластах с высокой степенью расчлененности при наличии выдержанных непроницаемых прослоев предпочтительнее бурить не горизонтальные, а наклонные скважины, гарантиро-к ванно пересекающие все пропластки. При строительстве ГС на трещиноватые пласты необходимо обязательно учитывать направление развития сетки данных трещин.

Еще одно из возможных направлений использования ГС - пласты с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) [70]. Замена на этих объектах вертикальных скважин на горизонтальные улучшает напряженное состояние пород вдоль зоны притока, позволяя на объектах с АВПД не превышать критический сминающий эксплуатационную колонну перепад давления.

Заслуживают пристального внимания исследования [71, 72], посвященные более специализированному применению горизонтальных скважин.

В работе [71] предлагается разрабатывать месторождения, характеризующиеся давлением насыщения нефти газом, близким к начальному пластовому давлению, смешанной системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин. При этом ГС размещаются по периметру залежи параллельно контуру нефтеносности. Идея

13

состоит в том, чтобы поднять пластовое давление выше начального путем повышения давления нагнетания. В этом случае, очевидно, производительность добывающих скважин возрастет. Назначение же ГС заключается в том, чтобы воспрепятствовать оттоку нефти за контур нефтеносности (в его первона-ь чальном положении) и потерю ее там. Показано, что благодаря такому подходу можно поднять добычу на 40%.

В монографии [72] рассматривается применение ГС при разработке массивных залежей битумов. В этом случае бурятся одна над другой две горизонтальные скважины: добывающая - в приподошвенной части и нагнетательная - в прикровельной. В нагнетательную ГС закачивается пар, который формирует техногенную «газовую» шапку и, снижая вязкость нефти, равномерно вытесняет ее в добывающую ГС.

Как и в любой другой отрасли промышленности, когда затраты на создание ранних прототипов превышают затраты при серийном производстве, стоимость первых пробуренных горизонтальных скважин была значительно а выше стоимости ВС, бурящихся на тот же объект. Как оказалось, по мере раз-

работки оптимальной техники и технологии, по мере приобретения опыта бурения ГС, затраты на строительство горизонтальных скважин существенно сокращались. Так, например, на месторождении Prudhoe Bay на Аляске, США, при строительстве ГС затраты на 1 м проходки сократились с $1516 до $925, в то время как при бурении ВС стоимость 1 м проходки составляла $764 [72]. Многие нефтяные компании обнаружили, что стоимость длинной ГС не превышает удвоенной стоимости ВС, а в некоторых случаях, например, при бурении с морских платформ, где все скважины сильно искривлены, практически равны.

Оценка экономической эффективности и перспектив применения горизонтальных скважин применительно к условиям месторождений России дается в целом ряде работ [18, 38, 40, 45, 55, 63, 73, 74, 75, 76, 77, 78]. Показано снижение стоимости строительства ГС с 7 до 1.5-2.5 стоимости ВС, времени строительства с 6 до 2.5 срока строительства 1 ВС, что связано с постепенной

14

отработкой технологии и увеличением количества буримых скважин; на основе статистических материалов прогнозируется [9, 50, 67, 79] дальнейшее сокращение стоимости строительства ГС в России.

1.2 Состояние теоретических и экспериментальных исследований

Решению задач об установившемся притоке жидкости к горизонтальным скважинам посвящен ряд теоретических и экспериментальных работ отечественных и зарубежных ученых.

Теоретические работы И.А. Чарного [80, 81] и A.M. Пирвердяна [65, 82] посвящены вопросам притока жидкости к ГС бесконечной длины в бесконечных пластах конечной мощности или цилиндрической формы. Такая постановка задачи делает полученные результаты малоприменимыми на практике, не говоря уже о том, что серьезные упрощения, предложенные при решении этих задач, существенно занижают величину производительности ГС [56, 57].

Результатами теоретических исследований, проведенных П.Я. Полуба-риновой-Кочиной [83] можно пользоваться при залегании ГС в кровле пласта бесконечной мощности, что не удовлетворяется в подавляющем большинстве случаев пластово-сводовых залежей.

Задача об установившемся притоке жидкости к горизонтальным скважинам решалась также экспериментально — наибольший интерес представляет работа В.И. Щурова [84], которая проводилась на электролитической модели. В формулу Дютои вводилось дополнительное слагаемое С, которое характеризовало величину гидродинамического совершенства вертикальной или горизонтальной скважины. Полученные экспериментальным путем результаты были сведены в графики и таблицы - строгой аналитической зависимости получить не удалось. Основной недостаток работы [84] заключается в сложности пользования полученными результатами - для каждого конкретного случая необходимо иметь свою таблицу или серию графиков.

В дальнейшем в исследованиях В.П. Меркулова [85, 86], Борисова Ю.П. [56, 57, 87], Табакова В.П. [48, 57, 88, 89, 90, 91, 92] были получены новые

15

аналитические зависимости. При этом авторами были сделаны следующие довольно сильные допущения:

1. послойное движение пластовой жидкости;

2. равенство отношения дебитов вертикальных скважин к дебиту верти-,4[ кальной галереи и отношения дебитов наклонных скважин к дебиту наклонной галереи.

Полученные в данных работах результаты, очевидно, справедливы только для сильнослоистых пластов при отсутствии перетока между тонкими слоями. В работах [56, 57] отмечено, что по сравнению с экспериментальными результатами, полученными на электролитических моделях, они дают примерно 10%-ное занижение дебитов.

Общая гидродинамическая теория притока однородной жидкости к горизонтальным скважинам ограниченной протяженности, пробуренным в изотропном горизонтальном пласте постоянной мощности, дана В.П. Пилатов-ским [93]. В силу особенностей примененного математического аппарата она . может быть применена на практике только для ограниченного количества

достаточно простых задач теории фильтрации.

Позднее различными исследователями (Григулецкий В.Г. [94, 95, 96], Никитин Б.А. [53, 94, 95, 96, 97], Телков А.П. и Кабиров ММ. [98], Лысенко В.Д. [98, 100], Renard G.I. и Dupuy J.M [101], Joshi S.D. [102, 103, 104, 105, 106], Giger F.M. [107, 108, 109], Mukherjee H. и Economides MJ [110], Goode P.A. и Kuchuk F.J [111] и др.) на основе различных упрощенных моделей притока были получены и предложены достаточно простые аналитические выражения для оценки потенциальных дебитов одиночных ГС, расположенных в центре однородных пластов с эллиптическим, круговым и полосо-образным контурами питания. Методы получения аналитических выражений для дебита различны - метод электрогидродинамической аналогии (ЭГДА), чистое аналитическое решение, статистическая обработка экспериментальных исследований на электроинтеграторе.

Все эти решения о дебите ГС получены с большей или меньшей степе-

16

нью упрощения - так, например, в работе [112, 113] аппроксимация конечными суммами приводит к строго линейной зависимости производительности ГС от длины горизонтального ствола в пласте с круговым КП, что, очевидно, приближенно описывает реальное состояние дел лишь в области малых длин /А] горизонтальных скважин.

Нельзя также согласиться с формулами для продуктивности ГС, полученными приближенно-аналитическими методами в работах [94, 95, 122, 123, 124] и характеризующимися линейной зависимостью между дебитом и отношением kv/kh вертикальной и горизонтальной проницаемостей пласта. Действительно, в этом случае при kv= 0, используя эти формулы, получим дебит ГС, равный нулю, что неверно, поскольку он вполне определен, отличен от нуля и равен дебиту галереи, дренирующей пласт толщиной, равной диамет-руГС.

Обобщая, можно отметить следующие принципиальные недостатки, в

_____той или иной мере присущие всем этим решениям:,________________

ф 1. Жесткая фиксированность формы контура питания;

2. Фиксированность положения ГС относительно контура питания;

3. Фиксированность положения ствола ГС относительно кровля и подошвы пласта;

4. Пренебрежение или нестрогий учет вертикальной анизотропии по проницаемости;

5. Наличие неизвестной погрешности, вносимой рядом принятых допущений: постоянная скорость фильтрации вдоль контура питания или вдоль горизонтальной скважины, замена трехмерной задачи фильтрации суперпози-

jn цией двух плоских задач.

Рассмотрим теперь более специфические вопросы, касающиеся влияния различных геолого-технологических факторов на эффективность применения горизонтальных скважин для разработки месторождений нефти и газа.

В работе [114] решалась задача о притоке жидкости к ГС с учетом изменения забойного давления вдоль ствола скважины. Считалось, что скважи-

17

Список литературы