13.7. Установившийся и неустановившийся приток жидкости к многозабойным горизонтальным скважинам

Интенсификация разработки нефтяных месторождений может вестись по двум основным направлениям:

– повышение градиента давления в пласте при помощи наиболее интенсивных методов поддержания пластового давления, повышения давления нагнетания и снижения забойных давлений;

– снижение фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Наряду с такими способами как гидравлический разрыв пласта и различные физико-химические методы обработки призабойных зон, метод снижения фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах за счет увеличения поверхности контакта скважины и продуктивного пласта имеет большие возможности. К таким скважинам могут быть отнесены горизонтальные, наклонные и многозабойные. Благодаря существенному увеличению поверхности фильтрации забоев в горизонтальных многозабойных скважинах, для получения с того или иного месторождения заданного уровня добычи при прочих равных условиях этих скважин потребуется гораздо меньше, чем обычных вертикальных. При условии развития техники бурения наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин до уровня, обеспечивающего сравнительно небольшое повышение стоимости таких скважин по сравнению с вертикальными, их применение для разработки нефтяных месторождений может дать большой экономический эффект.

Корме того, необходимо иметь в виду, что наклонные или горизонтальные стволы, протягиваясь по продуктивному пласту на десятки и даже сотни метров, соединяют друг с другом участки с повышенной проницаемостью, отдельные трещины, каналы и не только значительно увеличивают поверхность фильтрации, но также повышает степень охвата пласта процессом разработки, а следовательно, увеличивает нефтеотдачу.

Таким образом, создание теоретических основ проектирования разработки нефтяных месторождений наклонными, горизонтальными и многозабойными скважинами сводится к обоснованию методов расчета дебитов и перепадов давлений в работе групп этих скважин и выводу необходимых для практического использования расчетных формул.

Моногозабойные скважины – это скважины, имеющие в нижней части основного ствола разветвления в виде одного или нескольких сильноискривленных стволов. Эти стволы, пробуренные на десятки и сотни метров вдоль продуктивных пород, увеличивают полезную протяженность скважины, расширяют зону дренирования, увеличивают зону фильтрации и вскрывают значительно большую площадь, чем по сравнению с обычными однозабойными вертикальными скважинами.

13.7.1. Некоторые типовые профили многозабойных скважин

Профиль многозабойной скважины должен быть выбран таким, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было бы обеспечено выполнение задач, поставленных при бурении данной скважины. В настоящее время разработано много различных форм разветвления и профилей стволов многозабойных скважин, различающихся друг от друга числом ответвлений, формой и протяженностью, которые зависят от конкретных геологических и эксплуатационных условий продуктивных объектов.

Вce возможные профили многозабойных скважин подразделяются на три типа:

– скважины однозабойные горизонтальные и пологие;

– скважины многозабойные с горизонтальными и наклонными стволами;

– скважины многоярусные.

Некоторые типовые профили:

Профиль 1

Для условий, когда продуктивный пласт сложен прослоями различной твердости, целесообразно применять профили показанные на рис. 13.14 и рис. 13.15.Такие профили применяется при отсутствии в кровле и подошве пласта активных водоносных, газоносных и поглощающих пластов, так как возможны выходы ствола за пределы пласта.

Рис. 13.14. Схематичный профиль скважины «сложного профиля»

Рис. 13.15. Схематичный профиль двухзабойной скважины

Профиль 2

Применим для пластов большой толщины с неоднородными коллекторами. Продуктивный разрез должен быть устойчивым и должен позволять вести эксплуатацию открытым забоем (рис. 13.16).

В данном случае целесообразно запроектировать несколько (два-три) ярусов для большего охвата пласта по глубине. Для лучшего дренирования направлений отдельных стволов в различных ярусах не должны совпадать. Количество стволов в каждом ярусе необходимо брать не более трех-четырех.

Рис.13.16. Схематичный профиль многоярусной скважины

Профиль 3

Профиль многоярусной скважины с горизонтальными стволами можно также рекомендовать для залежей большой толщины, имеющих газовую шапку. Для примера возьмем рифовое месторождение (рис. 13.17). В этом случае верхний ярус (три-четыре ствола) бурят в пределах газовой шапки, нижние ярусы в пределах нефтяной части залежи. При соответствующем отборе нефти и газа можно добиться такого условия, что газонефтяной контакт не будет перемещаться. Эксплуатация таких скважин потребует распакеровки ярусов в открытом стволе.

Рис.13.17. Схема применения многоярусных скважин при