Определение производительности горизонтальных газовых скважин различных

их производительность, и приближенный учет этих факторов

толщины пласта h(R) в призабойной зоне и h = const

за ее пределами

Для определения производительности горизонтальных газовых скважин с приемлемой точностью допускается, что приток газа к горизонтальной скважине, полностью вскрывшей полосообразный пласт, происходит при нелинейном законе фильтрации.

Для упрощения решений практически без искажения физического смысла процесса фильтрации газа при нелинейном законе к горизонтальной скважине приняты, истинная область фильтрации газа заменена такой фиктивной областью, в которой суммарное сопротивление пласта эквивалентно истинному фильтрационному сопротивлению [Метод эквивалентных сопротивлений З.С. Алиева]. При этом схема притока газа к горизонтальной скважине делится на две зоны.

h1 = (h/2 - Rc) - фильтрация газа принимается плоскопараллельной;

В зоне II на расстоянии 0< R< h1 естественная толщина пласта заменяется фиктивной переменной толщиной, а скважина — галереей высотой 2Rc. Принятый характер изменения толщины пласта в зоне II описывается следующей формулой:
h(R) = α+βR0,5, где α и β — постоянные коэффициенты, определяемые из граничных условий.

т. А

т. В

Для случая, когда ствол скважины равно удален от кровли и подошвы пласта, эти коэффициенты могут быть определены для четверти показанной схемы задачи, исходя из граничных условий:
в точке - А - R = 0; h = Rc;
в точке- В - R=h1; h = Rc+h1
Тогда коэффициенты в формуле будут иметь вид
α = Rc; β= h10,5
и, следовательно:
h(R) = Rc +(h1*R)0,5.

и дебитом газа Q’ для 1/4 части полосообразного пласта будет

иметь вид:

Здесь µ и z – коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа; к – коэффициент проницаемости: ρат – плотность газа при стандартных условиях; l – коэффициент макрошероховатости; Тпл и Тат – пластовая и стандартная температура.
Интегрируя уравнение в пределах от Рз (давление на скважине) до Р (давление на границе I-ой и II-ой зоны) получаем уравнение притока для второй зоны с параболическим изменением толщины пласта.

Р2– Р2з=

Q*2, где

Q*+

- коэффициенты фильтрационных сопротивлений в известной формуле притока газа к забою совершенной скважины.

давлением и дебитом имеет вид:
Рк2 –Р2 =
Q*
+
Q*2
Складывая уравнения

4.2 и 4.3, получаем

Рк2 –Р2з=

Q* +

Q*2

Так как все вышеприведенные формулы получены для одной четверти полосообразного пласта, и учитывая, что Q* = Q/4 (где Q – полный дебит горизонтальной скважины) для всего пласта п о л у ч и м:

Q2

Q +

Рк2 –Р2 =

Введем обозначения а1 и b1, которые представляют собой следующие значения

Коэффициенты a1 и b1 выполняют роль коэффициентов фильтрационного сопротивления в уравнении притока для горизонтальных скважин.

полностью вскрывшей изотропный пласт и равноудаленный от кроли и подошвы,

имеет следующий вид:

Формула дебита не учитывает потери давления при движении потока газа по горизонтальному стволу. При больших длинах ствола (более 300м) потери давления сказываются на дебите скважины (Определение оптимальной длины ГС).

( kв/kг )05

Таким образом, одной из наиболее приемлемых формул для определения дебита горизонтальных газовых скважин, принятых в 2008 г. ОАО “Газпром”, как основной в новой “Инструкции по исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин” является формула

Для неоднородного по проницаемости пласта необходимо учитывать значение анизотропии на производительность горизонтальных газовых скважин.

анизотропного пласта имеет вид:

где , z – коэффициенты вязкости и сжимаемости газа в пластовых условиях;
Тпл, Тст – соответственно пластовая и стандартная температуры;
k, l - коэффициенты проницаемости и макрошероховатости пористой среды;
Rк - расстояние до границы зоны, дренируемой горизонтальной скважиной с радиусом Rс ;
Dc – диаметр горизонтального участка ствола;
h1 – толщина, определяемая по формуле h1=h/2-Rc,
h – газонасыщенная толщина пласта;
Lг – длина горизонтального участка ствола, принятая равной Lг=Lфр, где Lфр – длина полосообразного фрагмента залежи;
 - параметр анизотропии, определяемый в данном случае из равенства =[kв/kг]0,5 ,
kв, kг - коэффициенты проницаемости пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях.

Эти формулы получены при Рз = const. Однако, при значительной длине горизонтального участка и дебите скважины и сравнительно небольшого диаметра ствола забойное давление становится переменной величиной, что приводит к изменению и интенсивности притока газа к скважине.

проницаемости пропластков обеспечить значительные дебиты и коэффициенты извлечения нефти. Однако,

это преимущество горизонтальной скважины в большинстве случаев сводится на нет из-за:
1. Не учета полноты вскрытия удельной площади, приходящейся на одну горизонтальную скважину по длине или ширине этого фрагмента залежи и запасов газа во фрагменте;
2. Необоснованного выбора размещения таких скважин по площади и толщине;
3. Вскрытия неоднородных пластов горизонтальным стволом единым зенитным углом.

Факторы, влияющие на их производительность, и приближенный учет этих факторов

- ассиметричное расположение
Для полного вскрытия фрагмента однородного полосообразного пласта

или многопластовой залежи без наличия между пропластками гидродинамической связи предложены пять различных методов определения производительности горизонтальных скважин. Из которых два метода приближенные, так как забойное давление Pз и интенсивность притока газа Q к скважине по ее длине приняты постоянными.
Эти методы, полученные для полного вскрытия анизотропного пласта полосообразной формы, были приняты ОАО ”Газпром” в 2005 г. как наиболее приемлемые в новой инструкции по исследованию скважин, выполненной под руководством З.С. Алиева. Структуры расчетных формул для определения дебита горизонтальных газовых скважин описаны равенствами