Одним из факторов, существенно влияющих на обоснование оптимальной конструкции горизонтального ствола, является продолжительность стабилизации дебита после пуска скважины в работу. Она зависит от проницаемости пласта, наличия и степени гидродинамической связи между пропластками, толщины и последовательности залегания этих пропластков, количества вскрытых пропластков горизонтальным стволом, расположением горизонтального ствола, создаваемой депрессией на пласт и т.д. В работе [46] на основании проведённых математических экспериментов на элементе пласта показано, что при обосновании оптимальной длины горизонтального ствола необходимо предусмотреть снижение дебита во времени. Это связано с особенностью притока нефти к горизонтальному стволу, обусловленной изменением геометрической формы и размерами зоны, дренируемой скважиной. Интенсивность снижения дебита будет весьма существенна при низких параметрах анизотропии, малой толщине пласта, низкой проницаемости пласта и высокой вязкости нефти. Поэтому при обосновании оптимальной длины горизонтального ствола расчеты должны базироваться только на стабилизированной величине дебита нефти.
Остановимся на временном факторе — времени работы скважины. Значительное изменение дебита во времени связано с размерами зоны дренирования [251]. Математические эксперименты показали, что по достижении зоны дренирования горизонтального ствола в пределах толщины пласта происходит увеличение фильтрационного сопротивления за счет роста радиуса контура питания Лк. Величина Як тесно связана с продолжительностью работы скважины. Принимая определенное Лк, не зная его истинного значения, а исходя только из геометрии расположения горизонтального ствола и измеренных величин дебита и депрессии, можно весьма существенно ошибаться при определении параметров пласта по данным гидродинамических исследований. Детально этот факт отражен в работах [12, 46].
Таким образом, при определении оптимальной конструкции горизонтального ствола следует учитывать следующие положения:
- с увеличением длины горизонтального ствола снижается интенсивность роста дебита, а при длине 600—800 м (в зависимости от конструкции ствола и геолого-физических параметров пласта) наблюдается отрицательная интенсивность роста дебита и потери давления в горизонтальном стволе увеличиваются пропорционально росту длины ствола;
- с увеличением Ка6с дебит нефти первоначально увеличивается, а затем темп его падения возрастает; соответственно потери давления в горизонтальном стволе сначала возрастают, а затем снижаются;
- с увеличением параметра анизотропии дебит нефти увеличивается и, как следствие, увеличиваются потери давления в горизонтальном стволе;
- с увеличением депрессии на пласт дебит нефти возрастает, а потери в горизонтальном стволе увеличиваются в 1,5 раза по сравнению с ростом дебита.
Ниже приведены полученные нами аналитические зависимости и расчёты по определению оптимальной длины горизонтального ствола скважин. Следует отметить, что эти зависимости дебита от длины горизонтального ствола являются предварительными и не охватывают всего диапазона параметров, влияющих на оптимальную конструкцию.