К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы вертикальными трещинами и скважинами
На основе имеющихся теоретических исследований и накопленного практического опыта многие авторы выделяют следующие основные объекты, которые целесообразно разрабатывать горизонтальными стволами: – маломощные пласты (5...10 м) с низкой проницаемостью с целью увеличения коэффициента продуктивности; – нефтенасыщенные пласты с подошвенной водой и верхним газом с целью ограничения прорыва конусов воды и газа и увеличения коэффициента извлечения; – трещиновато-пористые пласты с развитой вертикальной трещиноватостью; – залежи высоковязких нефтей и битумов, шельфовые и труднодоступные продуктивные зоны; – залежи, в которых осуществляется поддержание пластового давления с целью создания эффективного линейного фронта вытеснения. В отличие от вертикальных скважин механизм притока к горизонтальным стволам скважин оказывается более сложным в виду неоднородности характера линий тока в области дренирования и изменчивым во времени. Имеются аналитические решения о притоке жидкости и газа к горизонтальным стволам и несовершенным галереям (вертикальным трещинам) [31-36], требующие тщательного их анализа и изучения с тем, чтобы обосновано использовать то или иное решение в конкретной ситуации. При этом одним из основных вопросов является обоснование рациональной геометрии области дренирования, т. е. оптимизация сетки размещения горизонтальных скважин. Кроме того, выбор протяженности горизонтального ствола также требует своего реального обоснования, зависящего от применяемого оборудования при бурении, конструкции скважины, характеристики пласта и др. Следует заметить, что все аналитические решения о притоке к горизонтальной скважине являются приближенными. Одни авторы рассматривают горизонтальную скважину как линию стоков, другие, в лучшем варианте, как вертикальную трещину высотой равной диаметру скважины. Что касается плотности расхода на единицу то, все аналитические решения построены в предположении одинаковой плотности расхода на единицу длины горизонтального ствола. Известны также работы [9,11,14], авторы которых предполагали два явно отличных временных периода при дренировании пласта – начальный период с круговым радиальным притоком к поверхности ствола в вертикальной плоскости и поздний период с горизонтальным и псевдорадиальным или линейным притоком. Однако, как отмечают некоторые исследователи [31 и др.], первый период является малым по сравнению с общим сроком эксплуатации скважины. При этом, допущение о радиальном (псевдорадиальном) притоке к линейному стоку во втором периоде может трактоваться как адекватный процесс притока к неограниченной по протяженности горизонтальной скважине. Но если скважина дренирует ограниченный пласт, то эквипотенциали не могут быть правильными по форме окружностями или эллипсами. В этом случае поле линий тока и поле эквипотенциалей становится более сложным. Супрунович и Батлер [31] рассматривают задачу оптимизации размеров площади дренирования (сетку скважин) в зависимости от площади и длины и горизонтального ствола в следующей постановке. Предполагается псевдостационарный поток в двухмерной модели. Площадь нефтеносности пласта разбивается на ряд прямоугольников одинаковой формы, в центре которой симметрично сторон а и b располагается горизонтальная скважина длиной L (pис. 13.10). Вследствие симметрии рассмотрение задачи ограничивается четвертью площади дренирования и отыскивается оптимальная сетка размещения скважин (оптимальное соотношение длины и ширины прямоугольной площади дренирования), позволяющая получать наибольший дебит скважины. При этом решается плоская задача притока к горизонтальной скважине, описываемого уравнением
при граничных условиях, когда градиенты давления по нормали к сторонам прямоугольника равны нулю
Рис. 13.9. Схема прямоугольной площади дренирования с центральным
|
(13.5.1)
, т. е. границы прямоугольника принимаются непроницаемыми.
