4.1.2 Влияние толщины пласта

Толщина пласта на производительность горизонтальной скважины влияет в меньшей степени, чем на дебит вертикальных скважин. С целью изучения влияния толщины пласта были проведены расчеты по определению дебита нефти горизонтальной скважины при различных его толщинах результата которых приведены в таблице 4.3. Ниже приведены формулы притока нефти к вертикальной и горизонтальной скважинам, из которых следует, что полученные результаты являются объективными.

(4.7)

где Qв и Qг – соответственно дебиты вертикальной и горизонтальной скважин.

Эта одна из причин показывающая, что бурение горизонтальных скважин для освоения ресурсов нефти оказывается рентабельным. Однако, изложенный вывод не означает, что толщина пласта мало влияет на производительность горизонтальных скважин. Дебиты нефти горизонтальной скважины при различных толщинах пласта приведены в таблице 4.3. Из таблицы 4.3. видно, что при небольшой толщине пласта прирост дебита при увеличении длины горизонтальной нефтяной скважины незначителен. Увеличение толщины пласта от h=5 м до h=60 м, т.е в 12 раз приводит к росту дебита нефти от Qн≈91 м3/сут до Qн≈899 м3/сут при Lгор=600 м, т.е в 10 раз. Характер изменения дебита скважины от толщины пласта показан при Lгор=200; 400 и 600 м на рис. 2.1. При небольших толщинах пласта отношение L/h выше, чем при значительных толщинах. Так, например, при Lгор=600 м и h=5 м, это отношение составляет L/h=120, что в 12 раз больше, чем при h=60 м, когда L/h=10.

Рис. 4.1 - Зависимость дебита горизонтальной нефтяной скважины от толщины пласта при различных Lгор

Таблица 4.3 – Результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины по методу Алиева З.С., Шеремета В.В.

4.1.3 Влияние проницаемости и депрессии на пласт на производительность скважины

Дебит горизонтальной скважины прямо пропорционален депрессии на пласт Р и абсолютной проницаемости k. Увеличение или уменьшение этих параметров приводят к росту или снижению дебита нефти горизонтальной скважины. Результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины при различных проницаемостях и депрессиях на пласт приведены в таблицах 2.4 и 2.5. В случае снижения абсолютной проницаемости c k=0,5 до k=0,1 Дарси при Lгор=300 м дебит нефти оказался Qн=111 м3/сут вместо Qн=553 м3/сут (см. рис. 4.2), а при уменьшении величины депрессии на пласт в 2 раза для одинаковой длины горизонтального участка ствола происходит снижение дебита нефти в 2 раза (см. рис. 4.3).

Таблица 4.4 – Результаты расчетов дебита нефти при различных

проницаемостях пласта

Рис. 4.2 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных проницаемостях пласта

Рис. 4.3 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от длины ствола при различных депрессиях на пласт

Таблица 4.5 – Результаты расчетов дебита нефти при различных

депрессиях пласта

4.1.4 Влияние асимметричного расположения горизонтального ствола при различных параметрах анизотропии пласта

На производительность горизонтальных скважин параметр анизотропии влияет сильнее, чем на дебит вертикальных скважин. Для анизотропного пласта, с учетом параметра анизотропии, формула (4.6) примет вид:

(4.8)

где h - толщина пласта; hi = (h-h2) - Rc - толщина пласта i - й зоны за вычетом радиуса скважины; v – параметр анизотропии, определяемый из равенства: ,kвер, kгор - коэффициенты проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях. В таблице 4.6 и на рис. 4.4 приведены результаты расчетов дебита нефти по формуле (4.8) при различных длинах горизонтального ствола и величинах параметра анизотропии v. Кривая с параметром анизотропии v =1 на рис. 4.4 показывает зависимости дебита нефти Qн от длины ствола L в изотропном пласте. При параметре анизотропии v =0,3162, что равносильно kв=kг/10, уменьшение параметра анизотропии в три раза снижает дебит нефти практически в три раза из-за низкой проницаемости пласта в вертикальном направлении.

Таблица 4.6 - Результаты расчетов дебита нефти при различных

анизотропиях пласта

Рис. 4.4 - Зависимость дебита нефти горизонтальной скважины от длины ствола при различных параметрах анизотропии

В таблице 4.7 приведены результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины при различных толщинах пласта и проницаемостях kвер/kгор. На рис. 4.5 показаны зависимости дебита горизонтальной скважины от толщины пласта при различных соотношениях kвер/kгор при Lгор=300 м. Так, например, увеличение отношения с kвер/kгор=0,1 до 0,5, дебит нефти согласно (4.8) повышается с 19,8 м3/сут до 450,6 м3/сут. Максимальное значение Qн=753,9 м3/сут достигается при величине kвер/kгор=1.

Таблица 4.7 – Результаты расчетов дебита нефти при различных

соотношениях kвер/kгор

Рис. 4.5 - Зависимость дебита горизонтальной скважины от толщины пласта при различных соотношениях kвер/kгор проницаемостях пласта