9.2.2. Положение и профиль ствола в продуктивном горизонте

П оложение ствола в пласте оказывает существенное влияние на продуктивность скважины в течение всего времени ее эксплуатации. В некоторых случаях в сложнопостроенных залежах с непроницаемыми прослоями пологонаклонный ствол, пересекающий весь пласт (рис. 41), будет более эффективен в эксплуатации, в то время как горизонтальный ствол, пробуренный параллельно кровле по глинистому прослойку может дать нулевой результат. Если непроницаемых пропластков нет, то горизонтальный ствол должен быть параллелен кровле (подошве) пласта и проходить по наиболее проницаемой его части.

В случае трещиноватых коллекторов, а трещины, как правило, располагаются в пласте вертикально, ствол должен быть сориентирован в направлении, перпендикулярном трещиноватости.

При наличии газовой шапки горизонтальный ствол рационально проектировать ближе к подошве пласта, а подстилающей воды ‑ к кровле. Вместе с тем необходимо учитывать, что газ более подвижен, а если есть газовая шапка и подстилающая вода, то горизонтальный ствол эффективнее пройти ближе к водонефтяному контакту, но при этом следует обратить внимание на вертикальную проницаемость пласта.

Профиль ствола скважины в продуктивном горизонте может быть различным. В однородных пластах небольшой толщины горизонтальный ствол лучше проходить прямолинейным параллельным кровле (рис. 42, а). При значительной мощности пласта (более 20 м) рационально принять выпуклый профиль с постоянным незначительным уменьшением зенитного угла (рис. 42, б). При низких пластовых давлениях и на месторождениях с высоковязкими нефтями наибольший эффект обеспечивают скважины с вогнутым профилем, у которых зенитный угол превышает 90^о (рис. 42, в). В этом случае приток нефти увеличивается за счет гравитационных сил. По американской терминологии такие скважины называются перевернутыми. В неоднородных пластах, а такие залежи в Западной Сибири имеют наибольшее распространение, наиболее целесообразен волнообразный тип профиля (рис. 42, г). В настоящее время имеется опыт проходки таких стволов в виде синусоиды с амплитудой более 20 м.

Известны случаи, когда в подобных условиях из одной скважины были пробурены два горизонтальных ствола длиной 128 и 520 м по прослоям одного пласта.

9.2.3. Рациональная длина горизонтального ствола

Очевидно, что длина горизонтального ствола в пласте должна быть не менее его толщины. Именно поэтому горизонтальные скважины наиболее эффективны в маломощных продуктивных горизонтах. Увеличение длины горизонтального ствола должно приводить к увеличению дебита скважины, но одновременно возрастают затраты на его проходку, а стоимость метра горизонтальной скважины значительно выше по сравнению с вертикальной.

П о данным С.Д. Джоши [13] при одинаковой проницаемости пород продуктивного пласта по горизонтали и вертикали, зависимость отношения дебитов горизонтальной и вертикальной скважины от длины горизонтального ствола имеет вид, показанный на рис. 43, откуда видно, что эта зависимость не прямолинейна. Зависимость дебита от длины горизонтального ствола для газовых скважин представлена на рис. 44, т.е. эта зависимость также нелинейна. Здесь же показана зависимость стоимости бурения, отнесенная к объему добываемого газа, от длины горизонтального ствола. Вместе с тем, ряд исследователей считает, что в горизонтальном стволе эффективно работает только первые несколько десятков метров ствола, поэтому длину его можно ограничить. Общеизвестно, что с увеличением длины горизонтального стола происходит снижение его относительной продуктивности, т.е. продуктивности единицы длины ствола, причем это снижение носит степенной характер. Специалисты Кубаньгазпрома проанализировали результаты эксплуатации горизонтальных скважин в различных регионах страны (Сахалин, Саратовская, Томская обл. и др.), при этом никакой корреляции между длиной горизонтального ствола и дебитом не установлено. Имеются данные о том, что практически в одних и тех же условиях, дебит нефти из скважины с длиной горизонтального участка около 100 м превышал дебит аналогичной скважины с длиной горизонтального ствола в 300 м, хотя далее отмечается необходимость максимального увеличения длины горизонтального ствола.

В условиях Удмуртнефти, где бурятся горизонтальные стволы в пластах толщиной до 2 м с крайне неоднородными коллекторами, первоначально проектировалась длина горизонтального участка в 200‑250 м, но в последующем на основании анализа по пробуренным скважинам оптимальная длина горизонтального участка была установлена в 150‑200 м. Для месторождений Томской области длина горизонтального участка ствола рекомендуется в пределах 150-180 м, а зависимость дебита скважины от указанной длины приведена на рис. 45. Максимальная протяженность горизонтального ствола по расчетам специалистов БашНИПИнефти составляет 0,5-1,9 от глубины скважины по вертикали. Вообще по критерию минимума затрат на бурение оптимальная длина горизонтального участка рекомендуется в 400-500 м, а по критерию минимума затрат на разработку месторождения – 700-800 м.

Зарубежные фирмы (Халлибертон, Шлюмберже, Бритиш Петролеум) бурят скважины с горизонтальным участком длиной 7-10 км, считая это экономически целесообразным.

Из сказанного можно сделать следующие выводы:

• очевидно, что оптимальная длина горизонтального ствола зависит от многих факторов, главными из которых являются геологические и экономические.

• четких рекомендаций по длине горизонтального ствола нет, поэтому в этой области необходимы дальнейшие исследования.