Гидродинамика. 
Бурение газовых скважин в различных геологических условиях

Оценка ожидаемой эффективности ГС проводится на различных этапах проектирования, проводки и эксплуатации. Одним из показателей, определяющих эффективность ГС, является прогнозируемое значение дебита нефти (газа), динамика изменения притока и его фазового состава [14, 15, 16].

Предложено множество моделей притока для ГС. Большинство из них представляет собой упрощенные аналитические выражения для стандартного расположения ГС в пласте — скважина лежит по середине однородного пласта, параллельно его кровле и подошве. Кровля и подошва пласта изолированы от вмещающих пород [14].

В работе [14, 15] рассмотрены полученные различными авторами выражения для притока жидкости к горизонтальному стволу для различных сред:

• 1) выражение для дебита одного метра бесконечной горизонтальной скважины в изотропной среде с учетом несовершенства вскрытия пласта. Учет несовершенства проведен по аналогии с вертикальной скважиной в зависимости от плотности перфорационных отверстий. (Пирвердян А.М.);
• 2) выражение для дебита ГС в изотропной среде (Борисов Ю.П. и др.);
• 3) выражение для расчета дебита ГС для анизотропного пласта: (Никитин Б.А., Григулецкий В.Г.)
• 4) в работе [14] также приводится более сложное выражение для дебита ГС в анизотропной среде: (Soshi S.D.)
• 5) согласно литературным данным наиболее точным является выражение Renard, Dupuy
• 6) выражение для дебита неоднородных объектов, на основе метода фильтрационных сопротивлений;

Перепад давления вдоль оси скважины незначительны и давление практически постоянно вдоль ее оси. Поэтому вдоль всей ГС можно задать Р = Р_С (условия поддержания постоянного давления на скважине). После пуска скважины возмущение давления около скважины вначале идет быстро, затем с течением некоторого времени изменение давления замедляется, т. е. устанавливается стационарный режим фильтрации [14, 15].

На рис. 1 приведены результаты сопоставления графиков зависимости дебита ГС в однородном пласте от длины ГС по формулам 1−6, а также по разработанной в [14] программе численного моделирования. Приведенные на рисунке графики соответствуют следующим данным: проницаемость пласта (К_пр) — 100 мД, мощность пласта (h) — 15 м, вязкость нефти () — 24 сПз, депрессия — 2,04 атм., радиус контура питания — 300 м. [14, 15].

На рис. 2 приведены результаты моделирования распределения притока нефти к ГС вдоль ее длины, когда траектория скважины проходит внутри однородного пласта. Равномерность распределения притока по длине нарушается у конечных участков траектории ГС, где интенсивность притока значительно выше, чем в средних участках. Тем не менее, несмотря на более интенсивный приток на концах ГС, их вклад в суммарный дебит не является значительным, т. е. основной дебит ГС определяется всей ее длиной. Аналогичные результаты, соответствующие случаю, когда траектория ГС пересекает несколько пропластков с отличающимися свойствами, показаны на рис.

На рис. показаны зависимости Q/Q_h от K_v/K_h для различных значений мощности пласта. Из рисунка видно, что для маломощных пластов (Н<20 м) зависимость дебита от анизотропии значительно слабее, чем для мощных пластов. Это объясняется тем, что основной поток жидкости для таких пластов направлен вдоль пластов, а для более мощных пластов приобретает направление в перпендикулярном направлении. Самая нижняя зависимость (синий цвет на графике) соответствует изотропной породе с проницаемостью. Эта зависимость достаточно близка к зависимости Q/Q_h от K_v/K_h для мощных пластов.

Отметим, что результаты моделирования соответствуют стационарному режиму фильтрации, когда распределение поля давлений не меняется с течением времени. При некотором удалении от скважины (R_k) сохраняются значения давлений Р_к, которые были до начала работы скважины. На рис. 5 приведены результаты моделирования влияния значений радиуса контура питания (R_k) на дебиты. Здесь по оси ординат отложены значения относительного дебита Q/Q₀; где Q₀ — дебит при R_k = 250 м., а по оси абсцисс — значения R_k. При изменении R_k от 90 до 250 м изменений дебита составило около 6%, что говорит о малой вносимой погрешности неточного значения R_k.

Чтобы исследовать влияние пространственной ориентации траектории ГС на эффективность ГС, моделированы ситуации, когда ГС ориентирована вдоль направления, в котором проницаемость наибольшая, а также для случая, когда ГС ориентирована перпендикулярно такому направлению. Из результатов моделирования, представленных на рис. 6. видно, что наибольший эффект от ГС достигается, когда ее траектория ориентирована перпендикулярно к направлению, в котором проницаемость пласта максимальная [14, 15].

В формировании поля давления в пласте с горизонтальной скважиной можно выделить три этапа: на первом — происходит вовлечение в движение области прилегающей к горизонтальному стволу скважины. Этот случай иллюстрируется данными рис.

Рис. Распределение давления в пласте в момент времени пуска скважины в работу

На втором этапе наблюдается вовлечение в работу отдаленных участков пласта вдоль горизонтального ствола.

Рис. Распределение давления в пласте в начальные моменты времени

На третьем этапе наблюдается вовлечение в движение всей области пласта.

Рис. Распределение давления в пласте после длительной работы скважины

Распределение давления и температуры после пуска горизонтальной скважины в работу при асимметричном ее расположении приведено на рис.

Рис. Распределение давления в пласте

Видно, что образуется вытянутая вдоль горизонтального ствола воронка депрессии. Из анализа рис. В частности видно, что наблюдаются повышенные градиенты давления на концах горизонтальной скважины. Причем, на границе пласта приближенной к нагнетательной галерее наблюдается повышенный градиент давления по сравнению с остальными участками пласта. Повышенные градиенты давления на концах горизонтальной скважины приводят к неравномерному полю скоростей вдоль ствола горизонтальной скважины, а именно на забое скважины наблюдается повышение скорости движения флюида.

Нестационарное распределение температуры в пласте создаваемое эффектом Джоуля-Томпсона и адиабатическим эффектом после пуска горизонтальной скважины в работу приведено на рис.

Рис. Распределение температуры в пласте с горизонтальной скважиной с учетом эффекта Джоуля-Томпсона и адиабатического эффекта

Из рис. видно, что при фильтрации жидкости в пласте с горизонтальной скважиной, в нестационарном тепловом поле наблюдается неравномерный в направлении горизонтального ствола скважины дроссельный разогрев пласта. На концевых участках горизонтального ствола наблюдаются повышенные значения температуры. При фильтрации газа в пласте будет наблюдаться охлаждение пласта, при этом на торцевых участках, по аналогии с фильтрацией жидкой фазы, происходит наибольшее охлаждение пласта9.

скважина газовая геологический гидродинамика.