Технология применения горизонтальных нефтяных скважин

МИНИCTEPCTBO НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 

 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ 

«СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» 

 
 
 

 
 
 

А. И. Щекин, А. В. Хандзель, В. В. Вержбицкий 

 
 
 

ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНЕНИЯ 

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ 

СКВАЖИН 

 

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ 

(ПРАКТИКУМ) 

 

Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело 

Направленность (профиль) «Эксплуатация и обслуживание 

объектов добычи нефти» 

Квалификация выпускника ‒ бакалавр 

 
 
 
 
 
 
 
 

Ставрополь 

2021 

УДК 622.276 (075.8)
ББК 33.361 я73

Щ 38

Печатается по решению 

редакционно-издательского совета
Северо-Кавказского федерального

университета

 

Рецензенты: 

д-р техн. наук, доцент А-Г. Г. Керимов, 
канд. техн. наук, доцент В. И. Беленко  

(ООО «Газпром ПХГ» – «Ставропольское управление подземного 

хранения газа», ПАО «Газпром») 

 

Щекин А. И., Хандзель А. В., Вержбицкий В. В. 

Щ 38 Технология применения горизонтальных нефтяных 

скважин : учебное пособие (практикум).  – Ставрополь : 
Изд-во СКФУ, 2021. – 87 с. 

 

Пособие разработано в соответствии с программой дисциплины и 

ФГОС 3++. Настоящий практикум посвящен применению и 
особенностям эксплуатации горизонтальных скважин при разработке 
месторождений углеводородов, содержит вопросы по расчету 
производительности 
горизонтальных, 
наклонно-направленных 
и 

многоствольных скважин в различных геолого-технологических 
условиях. 

Практикум предназначен для студентов направления подготовки 

21.03.01 «Нефтегазовое дело» направленность (профиль) «Эксплуатация 
и обслуживание объектов добычи нефти». 

 

УДК 622.276 (075.8) 

ББК 33.361 я73 

 

Авторы: 

канд. техн. наук, доцент А. И. Щекин, 
канд. техн. наук, доцент А. В. Хандзель, 

 ст. преподаватель В. В. Вержбицкий 

 
 
 
 

© ФГАОУ ВО «Северо-Кавказский  

федеральный университет», 2021 

СОДЕРЖАНИЕ 

 

Предисловие ……………………………………………………….. 4

1. Расчет производительности наклонно-направленной 
скважины. Оценка влияния угла наклона скважины 
на ее дебит …………......................................................................... 7

2. Определение параметров зоны дренирования горизонтальной 
скважины. Расчет количества горизонтальных скважин ……….. 16

3. Расчет производительности горизонтальной скважины ……… 22

4. Исследование влияния геолого-технологических параметров 
на производительность наклонно-направленных и 
горизонтальных скважин ………………………………………….. 28

5. Производительность горизонтальных скважин при 
псевдоустановившемся режиме притока …………………………. 34

6. Производительность горизонтальных и многоствольных 
скважин при псевдоустановившемся режиме притока ………….. 49

7. Эксплуатация горизонтальных скважин в условиях 
образования газовых и водяных конусов ………………………… 55

8. Сравнение производительности горизонтальных скважин и 
вертикальных с трещиной гидроразрыва ………………………… 65

9. Оценка производительности горизонтальных скважин после 
многостадийного гидравлического разрыва пласта ……………... 74

Литература ………………………………………………………….. 83

 
 

ПРЕДИСЛОВИЕ 

 
Горизонтальная скважина (ГС) – наклонно-направленная 

скважина с углом наклона ствола более 85° и протяженным горизонтальным 
участком ствола в продуктивном пласте. Наклонно-
направленная скважина (ННС) – скважина, траектория которой 
имеет угол наклона в продуктивном пласте менее 85°. 

Учитывая более сложную конструкцию и положение ствола в 

ГС, проблемам их применения посвящено большое количество 
научных работ [1 – 10]. 

Обоснование конфигурации проектных скважин является 

важнейшей задачей при планировании стратегии разработки месторождений 
углеводородов. За последние годы доля ГС в числе 
пробуренных существенно возросла, поскольку при прочих равных 
условиях производительность ГС будет выше, чем у вертикальных 
скважин (ВС) и ННС. Одной из причин роста количества 
ГС является развитие технологий и техники по бурению и их за-
канчиванию, другой причиной можно назвать – увеличение доли 
вводимых месторождений с низкопроницаемыми и плотными коллекторами 
по мере истощения высокопродуктивных залежей. Следует 
отметить, что несмотря на более высокую производительность 
ГС, их строительство сопряжено с высокими затратами. Бурение 
ГС с проведением многостадийного гидроразрыва пласта 
является в настоящее время единственной эффективной технологией 
разработки, таких отложений, как баженовская свита в Западной 
Сибири РФ и баккен в США. 

Тем не менее в ряде случаев применение ГС является нецеле-

сообразным, поскольку на их производительность влияет множество 
геолого-технологических факторов, таких как длина горизонтального 
участка, способ заканчивания, близость к газонефтяному 
или водяному контакту, наличие вертикальных трещин, высокая 
расчлененность пласта, наличие многопластовых залежей и т.п. 
Так, например, при высокой расчлененности пласта и разработке 
многопластовых скважин применение ГС не всегда будет оптимальным, 
по сравнению с применением ННС или ВС, в том числе 
с трещиной ГРП. В связи с этим при проектировании разработки 
месторождений в каждом конкретном случае необходимо проводить 
технико-экономическое обоснование эффективности применения 
ГС. 

При проектировании ГС, в частности оценки ее производи-

тельности, необходимо учитывать ряд критических параметров, 
которые оказывают существенное влияние на результаты расчета. 
К таким параметрам можно отнести анизотропию пласта-
коллектора по проницаемости, положение горизонтального ствола 
скважины относительно кровли и подошвы пласта, положение 
ствола скважины относительно границ зоны дренирования, а в газовых 
скважинах – учет турбулентности потока газа. Принимая во 
внимание ряд допущений, различными авторами было представлено 
несколько аналитических методик и формул для расчета производительности 
ГС, отдельные из которых будут рассмотрены в 
данном пособии. 

Цель дисциплины: 
– использование комплексного подхода к решению производ-

ственных задач нефтегазовой отрасли; 

– творческое решение научно-исследовательских и прикладных 

проблем, возникающих при эксплуатации горизонтальных скважин; 

– научно-исследовательская работа в области технологий про-

ектирования, управления и принятия решений в условиях риска и 
неопределенности. 

Задачи дисциплины:  
- ознакомить с нормативными документами и методическими 

указаниями по особенностям эксплуатации горизонтальных скважин;  

- дать знания об аналитических методах расчета производи-

тельности горизонтальных, наклонно-направленных и многоствольных 
скважин в различных геолого-технологических условиях. 

Изучение 
дисциплины 
способствует 
формированию 

следующей профессиональной компетенции: 

ПК-2 – способность проводить работы по диагностике, техни-

ческому обслуживанию, ремонту и эксплуатации технологического 
оборудования в соответствии с выбранной сферой профессиональной 
деятельности. 

В результате освоения дисциплины обучающийся должен: 
знать 
• принципы расчета производительности ВС, ГС и ННС;  
• понятия псевдоскин-фактора, приведенного радиуса и 

индекса производительности; 

• формы зон дренирования ВС и ГС; 
• методики определения производительности ГС при различ-

ных режимах притока; 

• понятие анизотропии пласта-коллектора; 
• особенности фильтрации флюидов при установившемся и 

псевдоустановившемся режимах; 

• понятие многоствольной скважины; 
• понятие водяного и газового конуса;  
• мероприятия по снижению рисков прорыва воды или газа; 
• понятия ГРП, «унифицированный дизайн ГРП», число 

проппанта; 

• понятия многостадийного ГРП, продольные и поперечные 

трещины; 

уметь: 
• определять производительность ННС, применяя аналитичес-

кие методики при различных углах наклона ствола; 

• определять различными способами параметры области зоны 

дренирования ГС, рассчитывать необходимое количество ВС и ГС 
для разработки залежи; 

• подбирать методики определения производительности ГС и 

выполнять соответствующие расчеты для различных геолого-
технологических условий; 

• выполнять исследования влияния изменения различных 

геологических параметров пластов и залежей на производительность 
ГС; 

• выполнять расчет производительности ГС при псевдоуста-

новившемся режиме притока; 

• выполнять расчет производительности многоствольных 

скважин при псевдоустановившемся режиме притока; 

владеть: 
•  методиками определения производительности ВС, ГС и ННС; 
• методиками определения производительности ГС и выпол-

нять соответствующие расчеты для различных геолого-технологических 
условий; 

• методиками определения производительности многостволь-

ных скважин. 

Дисциплина является теоретической и специальной базой для 

такой дисциплины, как «Современные методы увеличения нефтеотдачи», 
а также для преддипломной практики и выполнения выпускной 
квалификационной работы, что соответствует широкому 
профилю подготовки бакалавров по направлению подготовки 
21.03.01 Нефтегазовое дело. 
 
 

1. РАСЧЕТ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ  

НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ.  

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ УГЛА НАКЛОНА СКВАЖИНЫ  

НА ЕЕ ДЕБИТ 

 
Цель ‒ оценить эффективность применения ННС в сравнении 

с ВС, оценить влияние угла наклона скважины на ее производительность. 


Знания и умения, приобретаемые студентом в результате 

освоения темы, формируемые компетенции или их части: ПК-2; 

знать принципы расчета производительности ВС, ГС и ННС; 

понятия псевдоскин-фактора, приведенного радиуса и индекса 
производительности; 

уметь определять производительность ННС, применяя анали-

тические методики при различных углах наклона ствола. 

Актуальность темы семинара. Расчет эффективности при-

менения ННС необходим для выбора правильного угла наклона 
скважины, влияющего на ее дебит в различных геолого-
технологических условиях. Для оценки эффективности производительности 
ННС необходимо провести ее сравнение с ГС и ВС. 

 
Теоретическая часть 
Как правило, в практике разработки нефтяных и газовых ме-

сторождений оценка эффективности применения ГС основывается 
на сравнении их с производительностью ННС и ВС, а также при 
применении в них гидравлического разрыва пласта (ГРП). 

Для определения производительности скважин различных 

конфигураций ствола в первую очередь рассмотрим принципы 
расчета производительности ВС. 

Дебит ВС при плоскорадиальной стационарной фильтрации 

нефти определяется по формуле: 

𝑞𝑜 =

2𝜋𝑘ℎ(𝑃𝑒 − 𝑃𝑤𝑓)

𝜇𝑜𝐵𝑜l n(𝑅𝑒 𝑟𝑤
⁄
) ,
(1.1)

где 𝑘 – коэффициент проницаемости пласта, м2; 

ℎ – эффективная толщина пласта, м; 
𝑃𝑒  – давление на границе области (радиуса) дренирования – 

пластовое давление, Па; 

𝑃𝑤𝑓 – забойное давление, Па; 
𝜇𝑜 – динамическая вязкость нефти, Па·с; 
𝐵𝑜 – объемный коэффициент нефти; 
𝑅𝑒 – радиус контура дренирования, м; 
𝑟𝑤 – радиус ствола скважины, м. 
Влияние различных факторов на производительность скважин 

учитывается через величину псевдоскин-факторов. К числу таких 
факторов относятся: 

- уменьшение или увеличение проницаемости пласта в приза-

бойной зоне (засорение фильтратом бурового раствора или проведение 
кислотных обработок); 

- способ заканчивания скважины (обсаженный или необса-

женный ствол, наличие перфорации, фильтра и др.); 

- геометрия ствола скважины (ВС, ННС, ГС, многозабойная и др.). 
Во многих случаях на производительность скважин может 

оказывать влияние несколько скин-факторов, поэтом для их учета 
часто рассматривается общий (суммарный) псевдоскин-фактор 
[11], который можно представить как простую сумму отдельных 
скин-факторов, например: 

𝑆 = 𝑆𝑑 + 𝑆𝑝𝑝 + 𝑆𝑝 + 𝑆𝑠 + 𝑆𝑓,
(1.2)

где 𝑆𝑑 – механический скин-фактор; 

𝑆𝑝𝑝 – псевдоскин-фактор за счет частичного вскрытия пласта; 
𝑆𝑝 – псевдоскин-фактор, учитывающий наличия перфорации; 
𝑆𝑠 – псевдоскин-фактор, вызванный наклоном скважины; 
𝑆𝑓 – псевдоскин-фактор, учитывающий наличие трещин ГРП. 
Для унификации и сравнения формул расчета производитель-

ности ГС, ВС и ННС формулы расчета производительности различных 
типов скважин можно выразить через эффективный радиус 
скважины или псевдоскин-фактор, учитывающий геометрию 
ствола скважины и другие факторы, тогда дебит ВС по нефти 
можно представить в следующем виде: 

𝑞𝑜 =

2𝜋𝑘ℎ(𝑃𝑒 −𝑃𝑤𝑓)

𝜇𝑜𝐵𝑜l n(𝑅𝑒 𝑟𝑤′
⁄
)
(1.3)

или 

𝑞𝑜 =

2𝜋𝑘ℎ(𝑃𝑒 −𝑃𝑤𝑓)

𝜇𝑜 𝐵𝑜 [ln(𝑅𝑒 𝑟𝑤
⁄
)+𝑆],
(1.4)

где 𝑟𝑤′  – эффективный радиус ствола скважины, м. 

Понятие «эффективный радиус» введено для того, чтобы 

представить насколько бы изменился радиус загрязненной или обработанной 
скважины, относительно номинального радиуса скважины. 
Эффективный радиус ствола скважины определяется по 
формуле: 

𝑟𝑤′ = 𝑟𝑤 𝑒−𝑆.
(1.5)

Для сравнения производительности скважин с различными 

конфигурациями и схемами заканчивания также часто используются 
коэффициенты продуктивности или индексы производительности. 
Для нефтяной скважины коэффициент продуктивности 
определяется по формуле: 

𝐽𝑜 =

𝑞𝑜

𝑃𝑒 −𝑃𝑤𝑓 =

2 𝜋 𝑘 ℎ

𝜇𝑜 𝐵𝑜 [ln(𝑅𝑒 𝑟𝑤
⁄
)+𝑆].
(1.6)

Например, если проводится сравнение двух скважин с различ-

ными типами заканчивания, имеющих индексы производительности 
соответственно 𝐽1 и 𝐽2, то: 

𝐽1
𝐽2 =

[ln(𝑅𝑒 𝑟𝑤
⁄
)+𝑆]2

[ln(𝑅𝑒 𝑟𝑤
⁄
)+𝑆]1

.
(1.7)

Далее рассмотрим особенности расчета производительности 

ННС. Схема вскрытия продуктивного пласта ННС показана на рисунке 
1.1.  

 

 

 

Рис. 1.1. Схема ННС в сравнении с ВС и ГС 

 

Для определения производительности ННС в настоящее время 

используется несколько аналитических решений. Так, в работе 
[12] Cinco Н. и др. по результатам численного моделирования 
предложили корреляцию для оценки дебита ННС через величину 
геометрического псевдоскин-фактора и угла наклона (для случая 
изотропного пласта): 

𝑆𝑠 = − ( 𝜃

41)

2,06

− ( 𝜃

56)

1,865

∙ 𝑙𝑔 ( ℎ𝐷

100) ,
(1.8)

 

ℎ𝐷 = ℎ

𝑟𝑤

,
(1.9)

где 𝜃 – угол наклона ствола скважины, в градусах. 

Формула (1.11) справедлива для изотропного пласта и углов 

наклона ствола скважины 𝜃 < 75°. 

Также для расчета производительности ННС Van der Vlis и др. 

[1] была предложена зависимость приведенного радиуса скважины 
от угла наклона ствола скважины: 

𝑟𝑤′ = (
ℎ

4 cos 𝜃 ) [0,454 sin (360° 𝑟𝑤

ℎ
)
]

cos 𝜃

.
(1.10)

Псевдоскин в данном случае будет равен: 

𝑆𝑠 = − ln (

𝑟𝑤′

𝑟𝑤 ).
(1.11)

Подставляя выражение (1.10) в (1.11), получаем формулу для 

расчета псевдоскин-фактора на основе методики Van der Vlis:  

𝑆𝑠 = − ln ((
ℎ

4 𝑟𝑤 cos 𝜃 ) [0,454 sin(360° 𝑟𝑤

ℎ
)
]

cos𝜃

) .
(1.12)

Следует отметить, что уравнение (1.12) справедливо для углов 

𝜃 > 20°. 

В работе [13] Besson с использованием полуаналитического 

симулятора моделировал работу ННС и ГС в изотропных и анизотропных 
пластах. При сопоставлении полученных данных по ННС 
с производительностью ВС им выведены следующие выражения 
для геометрического псевдоскин-фактора: 

𝑆𝑠 = ln (4 𝑟𝑤

𝐿
) + ℎ

𝐿 ln (√𝐿 ℎ

4 𝑟𝑤

),
(1.13)

если длину скважины 𝐿 выразить через угол ее наклона, то: 

𝐿 = ℎ cos 𝜃,
(1.14)

𝑆𝑠 = ln (4 𝑟𝑤

ℎ
cos𝜃) + cos 𝜃 ln (
ℎ

4 𝑟𝑤 √ cos 𝜃

) .
(1.15)

где 𝐿 – длина скважины, м. 

Подставляя значения геометрического псевдоскин-фактора в 

формулы расчета дебита скважин, можно определить дебит ННС 
при различных углах наклона ствола. 

Далее рассмотрим примеры расчета производительности ННС 

для нефтяной залежи. 

 
Задача 1.1 
Дана нефтяная залежь, имеющая эффективную толщину пла-

ста ℎ = 20 м. Средняя проницаемость пород-коллекторов составляет 
𝑘 = 5 ∙ 10−3 мкм2. PVT свойства нефти следующие: вязкость 
нефти равна 𝜇𝑜 = 1,5 мПа ∙ с, объемный коэффициент 𝐵𝑜=1,3 д.ед. 
Необходимо сравнить производительность ВС и ННС при различных 
углах наклона ствола. Исходные данные для решения задачи 
представлены в таблице 1.1. 

Таблица 1.1 

Исходные данные для расчета 

Параметр
Ед. изм.
Значение

Эффективная толщина пласта, ℎ
м
20

Коэффициент проницаемости пласта, 𝑘
мкм2
0,005

Пластовое давление, 𝑃𝑒
МПа
25

Забойное давление, 𝑃𝑤𝑓
МПа
20

Радиус ствола скважины, 𝑟𝑤
м
0,1

Радиус контура дренирования, 𝑅𝑒
м
300

Динамическая вязкость нефти, 𝜇𝑜
мПа·с
1,5

Объемный коэффициент нефти, 𝐵𝑜
д.ед.
1,3

 
1. По формуле (1.1) определим дебит ВС: 

𝑞𝑜 𝑣 =

2 𝜋 𝑘 ℎ (𝑃𝑒 − 𝑃𝑤𝑓)

𝜇𝑜 𝐵𝑜 ln(𝑅𝑒 𝑟𝑤
⁄
) = 

 

= 2 ∙ 3,14 ∙ 0,005 ∙ 10−12 ∙  20 ∙ (25 − 20) ∙ 106

1,5 ∙ 10−3 ∙ 1,3 ∙ ln(300 0,1
⁄
)
= 

  

= 0,0002 м3 с
⁄ = 0,0002 м3 с
⁄  ∙ 86400 с = 17,38 м3 сут
⁄
. 

 
2. Задаваясь рядом значений угла наклона ствола ННС 20°, 

30°, 40°, 50°, 60°, 70°, определим значения геометрического псев-
доскин-фактора по формуле (1.9). Предварительно рассчитаем 
значение ℎ𝐷: 

ℎ𝐷 = ℎ

𝑟𝑤

= 20

0,1 = 200. 

 
Подставляя в формулу (1.8) углы наклона, определяем гео-

метрический скин-фактор, так при 𝜃1 = 20°: