Новый алгоритм количественной оценки продуктивности многоветвистых газовых скважин типа «рыбья кость»

В связи с ростом мирового спроса на газ и развитием добычи тугопластового и сланцевого газа за последние десятилетия было пробурено тысячи многоветвистых газовых скважин. Многоветвистая скважина обычно определяется как скважина с несколькими ответвлениями в нижней части ствола, нацеленными на нефтяные и газовые залежи в тех же или различных пластах. Эти ответвления называются латералями. Многоветвистые скважины с латералями, пробурываемыми из основного горизонтального ствола на одной и той же отметке, называются скважинами типа «рыбья кость». Многоветвистые скважины эффективны во многих отношениях, таких как сокращение затрат на разработку, повышение эффективности охвата и максимизация извлечения в залежах нефти и газа. В данной работе предлагается новый эмпирический алгоритм для количественной оценки продуктивности сухой многоветвистой газовой скважины типа «рыбья кость». Для моделирования газового потока через многоветвистую сухую скважину типа «рыбья кость» использовался коммерческий резервуарный симулятор. Были изменены различные параметры скважины и пласта, такие как число латералей, отношение проницаемостей (kh/kv), длина латерали и расстояние между латералями, и их влияние на характеристику притока скважины (IPR) было оценено и учтено в новой модели IPR. Было установлено, что кривые IPR существенно зависят от числа латералей (n), вариации проницаемости и длины латералей. Для выполнения нелинейной регрессии и получения новой эмпирической корреляции IPR в форме Вогеля использовалось статистическое программное обеспечение с целью описания продуктивности и работы скважины типа «рыбья кость». Наконец, проведена детальная валидация модели путем сравнения данных, полученных с помощью новой эмпирической корреляции, с данными коммерческого программного обеспечения по оценке работы скважин на основе реальных полевых данных, показав приемлемое соответствие.