Способ разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной Российский патент 2024 года по МПК E21B7/04 E21B43/00 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проектирования и разработки нефтяных месторождений горизонтальной скважиной, а именно на размещение проектного профиля горизонтального ствола скважины структурном плане объекта разработки.

Предложенный способ осуществляют на первом этапе проектирования разработки залежи, на котором создают множественные варианты разработки месторождения и первоначальные схемы разбуривания. На этом этапе важно при выборе системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин определение точки входа и точка забоя горизонтального ствола скважины.

Известен способ разработки залежи нефти (патент RU №2333349, МПК E21B 43/16, опубл. 09.10.2008), включающий уточнение структурного плана продуктивного пласта, расчет значения падения абсолютных отметок по вертикали и определение эффективной нефтенасыщенной или общей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, размещение скважин, периодическую корректировку траектории бурения ствола скважины, отличающийся тем, что дополнительно определяют значения средних величин падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, определяют значения средних величин падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане по кровле продуктивного пласта вдоль каждой выбранной линии по тем же скважинам, по которым были взяты величины падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане дневной поверхности, рассчитывают величину падения абсолютных отметок по вертикали на структурном плане продуктивного пласта по формуле:

ΔHa1=(H1-H2)(P1-Pa1)/(P1-P2),

где P1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным на водоразделе вдоль каждой выбранной линии от свода к переклинали структуры в пределах залежи;

P2 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии в речной или овражно-балочной зонах в пределах залежи;

Pa1 - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи;

H1, Н2 - средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, а абсолютные отметки на структурном плане продуктивного пласта определяют по формуле:

Ha1=H1-(H1-H2)(P1-Pa1)/(P1-P2),

по полученным данным анализируют величину падения абсолютных отметок по вертикали по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, корректируют структурный план продуктивного пласта, размещение и бурение добывающих и нагнетательных скважин производят вдоль каждой выбранной линии на участках повышения абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта.

Известен способ бурения горизонтальных скважин с отдаленным забоем (патент RU №2278939, МПК E21B 7/04, опубл. 27.06.2006 в бюл. №18),

включающий последовательную проводку вертикального участка от устья скважины, участка начального искривления с набором зенитного угла до величины, не превышающей критического значения, соответствующего нарушению устойчивости стенок скважины, участков стабилизации зенитного угла и добора его до 90°, бурение горизонтального ствола и выход в проектный коридор продуктивного пласта после набора зенитного угла более 90 с последующей проводкой эксплуатационного участка, отличающийся тем, что проводку вертикального участка от устья скважины, участков начального искривления и стабилизации зенитного угла осуществляют до точки вскрытия кровли продуктивного пласта антиклинали по траектории, соответствующей минимально возможной длине ствола, при этом минимально допустимое расстояние h_доп от точки вскрытия кровли пласта до уровня ГВК или ВНК должно удовлетворять следующему условию:

h_доп≥R(1-sinα_кр)+h_j+h_w,

где R - заданный радиус кривизны при наборе зенитного угла до 90°, м;

α_кр - зенитный угол в точке вскрытия кровли пласта, град.;

h_j - максимально возможная погрешность положения точки вскрытия кровли пласта по вертикали, м;

h_w - максимально возможная погрешность положения ГВК или ВНК по вертикали, м,

а проводку участков искривления с добором зенитного угла до 90° и восстающего субгоризонтального участка осуществляют в приподошвенной восстающей части пласта антиклинали.

Известен способ вскрытия продуктивного наклонно залегающего пласта с напорным режимом добычи углеводородов (патент RU №2165514, МПК E21B 7/06, опубл. 20.04.2001 в бюл. №11), включающий определение абсолютных отметок для точки входа и точки забоя горизонтального участка горизонтальной скважины. Проектирование траектории горизонтального ствола скважины с точкой входа и точкой забоя горизонтального ствола относительно кровли коллектора, бурение горизонтального ствола скважины. В процессе бурения набирают зенитный угол ствола скважины на кровле продуктивного пласта до 90°, горизонтальные участки стволов однозабойной и многозабойной скважин бурят с углом наклона 0°, а при визуальном анализе структурной карты залежи в случае однозабойной скважины горизонтальный участок бурят в направлении, перпендикулярном внешнему или внутреннему контурам газонефтяного или водонефтяного контактов (ГНК или ВНК), причем его длину определяют по формуле где S₁ - длина горизонтального участка однозабойной скважины в продуктивном пласте, м;

h - истинная толщина продуктивного пласта, м;

α_пл - угол наклона продуктивного пласта, град.,

в случае многозабойной скважины горизонтальные участки ствола бурят под углом, образованным в плане пласта осью каждого горизонтального участка с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, и определяемым из выражения где β_м - угол, образованный в плане пласта осью каждого горизонтального участка ствола скважины с внешним или внутренним контурами ГНК или ВНК, град.;

С - расстояние между внешними и внутренним контурами ГНК или ВНК, м;

σ - половина расстояния между добывающими скважинами в ряду, м,

а их длину определяют по формуле

где S₂ - длина каждого горизонтального участка ствола многозабойной скважины, м.

Недостатком способа является низкая эффективность, связанная с отсутствием учета, на этапах осуществления способа, вертикальной изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик разреза коллектора, энергетических и химико-физических параметров нефтяной залежи, что создает высокие риски неравномерной выработки подвижных запасов в зоне дренирования горизонтального ствола скважины и быстрого прорыва подстилающей или нагнетаемой воды по отдельным участкам с последующим обводнением получаемой продукции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2469179, МПК E21B 43/00, 47/00, опубл. 10.12.2012 в бюл. №34), включающий определение абсолютных отметок для точки горизонтальной скважины, проектирование профиля горизонтальной скважины, бурение горизонтальной скважины.

Уточнение структурного плана продуктивного пласта, расчет значений средних величин падения абсолютных отметок продуктивного пласта по вертикали с учетом структурного плана дневной поверхности в скважинах, пробуренных вдоль каждой выбранной линии между водоразделом речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, определение эффективной нефтенасыщенной и/или общей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, корректировку и бурение добывающих и нагнетательных скважин вдоль каждой выбранной линии на участках повышения абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта.

Дополнительно определяют направление и смещение l поднятия по горизонтали, исходя из смещения поднятия при наложении структурных планов по двум различным отражающим горизонтам, уточняют средние величины абсолютных отметок , на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки H₁, H₂ на структурном плане по кровле продуктивного пласта и P₁, Р₂ на структурном плане дневной поверхности, после чего корректируют абсолютную отметку точки входа скважины в пласт Ha₁, и определяют уточненную абсолютную отметку Н₃ точки входа скважины в продуктивный пласт по формуле:

где P₁ - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным на водоразделе вдоль каждой выбранной линии от свода к переклинали структуры в пределах залежи, м;

P₂ - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии в речной или овражно-балочной зонах в пределах залежи, м;

Ра₁ - средняя величина абсолютных отметок на структурном плане дневной поверхности по скважинам, пробуренным вдоль каждой выбранной линии между водоразделом и речной или овражно-балочной зонами в пределах залежи, м;

H₁, Н₂ - средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м;

, - уточненные средние величины абсолютных отметок на структурном плане по кровле продуктивного пласта в пределах залежи по тем же скважинам, по которым были взяты абсолютные отметки на структурном плане дневной поверхности, м;

l₁ - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки H₁, равное l, м;

l₂ - смещение поднятия по горизонтали при наложении структурных карт от точки Н₂, равное l, м;

α₁ - угол смещения поднятия в точке H₁: ,

α₂ - угол смещения поднятия в точке Н₂: ,

после чего корректируют абсолютные отметки точек входа добывающих и нагнетательных скважин в продуктивный пласт, причем горизонтальные и наклонно горизонтальные скважины имеют угол входа в пласт не менее угла α смещения поднятия в точке входа скважины в пласт.

Недостатком всех способов являются низкая эффективность, связанная с отсутствием учета, на этапах осуществления способа, вертикальной изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик разреза коллектора, энергетических и химико-физических параметров нефтяной залежи, что создает высокие риски неоптимального профиля (расположения) горизонтальной скважины при проектировании объекта разработки и в следствии неравномерной выработки подвижных запасов в радиусе дренирования горизонтального ствола скважины и быстрого прорыва подстилающей или нагнетаемой воды по отдельным участкам с последующим обводнением получаемой продукции.

Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной путем выполнения оптимального профиля горизонтальной скважины при проектировании с учетом основных параметров фильтрационно-емкостных свойств коллектора в точке входа, в промежуточных точках и в точке забоя горизонтального ствола, энергетических характеристик объекта разработки на участке бурения, которые влияют на темпы отбора и равномерное вытеснение подвижных запасов нефти в радиусе дренирования горизонтальной скважины.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной, включающим определение абсолютных отметок для точки входа горизонтального ствола скважины, проектирование профиля горизонтальной скважины, бурение горизонтальной скважины.

Новым является то, что предварительно определяют точку входа, промежуточные точки с шагом не менее размера ячейки трехмерной геологической модели и точку забоя горизонтального ствола скважины по проектной сетке скважин, при проектировании профиля горизонтальной скважины по данным трехмерной геологической модели участка бурения скважины определяют в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя абсолютную отметку кровли Нкр первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки, вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков коллектора, коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн для каждого нефтенасыщенного пропластка, давление насыщения газом Рн пластовой нефти и давление пластовое Рп объекта разработки на участке бурения, затем для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и в точке забоя определяют средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. по формулам:

Кп.ср.вз.= ((hi1 * Kп1) + (hi2 * Kп2)+… + (hin * Kпn))/( hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,

где hi1 - вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, hin - вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, Кп1…Kпn - коэффициент открытой пористости в данном пропластке,

и Кн.ср.вз=((hi1 * Kн1) + (hi2 * Kн2)+…+ (hin * Kнn))/( hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,

где hi1 - вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, hin - вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, Кн1…Кнn - коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке,

далее для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя определяют расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка по формуле:

R=(Рн*Кн.ср.вз.*(hi1+hi2+…+hin))/(Рп*(1-Кп.ср.вз.)), м,

далее определяют абсолютные отметки для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя по формуле:

Набс.отм.=(Нкр-R), м,

где Нкр - абсолютная отметка кровли первого нефтенасыщенного пропластка, R - расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка, далее корректируют профиль горизонтальной скважины в соответствии с определенными абсолютными отметками для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя, осуществляют бурение горизонтальной скважины по уточненному профилю, осуществляют эксплуатацию горизонтальной скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно определяют точку входа, промежуточные точки с шагом не менее размера ячейки трехмерной геологической модели и точку забоя горизонтального ствола скважины по проектной сетке скважин, при проектировании профиля горизонтальной скважины по данным трехмерной геологической модели участка бурения скважины определяют в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя абсолютную отметку кровли Нкр первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки, вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков коллектора, коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн для каждого нефтенасыщенного пропластка, давление насыщения газом Рн пластовой нефти и давление пластовое Рп объекта разработки на участке бурения.

Затем для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и в точке забоя определяют средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. по формулам:

Кп.ср.вз.= ((hi1 * Kп1) + (hi2 * Kп2)+…+ (hin * Kпn))/( hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,

где hi1 - вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, hin - вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, Кп1…Kпn - коэффициент открытой пористости в данном пропластке, и

Кн.ср.вз=((hi1 * Kн1) + (hi2 * Kн2)+…+ (hin * Kнn))/( hi1+ hi2+…+ hin), доли единиц,

где hi1 - вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, hin - вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка, Кн1…Кнn - коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке.

Далее для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя определяют расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка по формуле: R=(Рн*Кн.ср.вз.*(hi1+hi2+…+hin))/(Рп*(1-Кп.ср.вз.)), м.

Формула определяет оптимальное расстояние по вертикали от кровли первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки для горизонтального ствола в указанных точках с учетом основных параметров фильтрационно-емкостных свойств коллектора, энергетических характеристик объекта разработки на участке бурения, влияющие на темпы отбора и равномерное вытеснение подвижных запасов нефти в радиусе дренирования горизонтальной скважины.

Далее определяют абсолютные отметки для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных и точке забоя по формуле:

Набс.отм.=(Нкр-R), м,

где Нкр - абсолютная отметка кровли первого нефтенасыщенного пропластка, R - расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка.

Корректируют профиль горизонтальной скважины в соответствии с абсолютными отметками для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя в коллекторе.

Осуществляют бурение горизонтальной скважины по уточненному профилю, далее осуществляют эксплуатацию горизонтальной скважины.

Пример практического применения способа.

Предварительно определили точку входа, промежуточные точки с шагом не менее размера ячейки трехмерной геологической модели и точку забоя горизонтального ствола скважины по проектной сетке скважин. При проектировании профиля горизонтальной скважины по данным трехмерной геологической модели участка бурения скважины определили в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя абсолютную отметку кровли Нкр первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки, вертикальную мощность hi нефтенасыщенных пропластков коллектора, коэффициенты открытой пористости Кп, нефтенасыщенности Кн для каждого нефтенасыщенного пропластка, давление насыщения газом Рн пластовой нефти и давление пластовое Рп объекта разработки на участке бурения. Результаты приведены в таблице.

Затем для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя определили средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз. и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз. Результаты приведены в таблице.

Далее для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя определили расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка R, м. Далее определили абсолютные отметки для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя Набс.отм., м. Результаты приведены в таблице.

Скорректировали проектный профиль горизонтальной скважины в соответствии с определенными абсолютным отметкам для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя.

Осуществили бурение горизонтальной скважины по уточненному профилю, далее осуществили эксплуатацию горизонтальной скважины.

Сравнили добычу нефти горизонтальной скважины, пробуренной без учета коллекторских свойств и энергетических характеристик объекта разработки, и горизонтальной скважины, пробуренной названным способом на месторождении. Скважина, пробуренная по данному способу, добыла на 1500 т нефти больше за равный период эксплуатации.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной за счет выполнения оптимального профиля горизонтальной скважины при проектировании с учетом основных параметров фильтрационно-емкостных свойств коллектора в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя горизонтального ствола, энергетических характеристик объекта разработки на участке бурения скважины, влияющих на темпы отбора и равномерное вытеснение подвижных запасов нефти в радиусе дренирования горизонтальной скважины.

Таблица. Показатели проведения способа

Абсолютная отметка Нкр, м Коэффициент открытой пористости Кп, долей единиц Коэффициент нефтенасыщенности Кн. доли единиц Вертикальная мощность нефтенасыщенных пропластков в коллекторе hi, м Давление насыщения Рн, МПа Давление пластовое Рп, МПа Средневзвешенный коэффициент пористости Кп.ср.вз., доли единиц Средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности Кн.ср.вз., доли единиц Расстояние от кровли R, м Абсолютная отметка Набс.отм., м Точка входа горизонтального ствола в коллекторе -977 0,083 0,491 0,7 2 10 0,099 0,717 3,44 -980,44 0,099 0,735 4 0,109 0,753 3,4 0,093 0,733 1,6 0,097 0,735 1,7 0,076 0,68 0,6 0,093 0,696 1,8 0,106 0,722 5,9 0,086 0,686 1,9 1-я промежуточная точка горизонтального ствола в коллекторе -978 0,1 0,5 3 2 10 0,097 0,645 2,83 -980,83 0,109 0,7 2 0,093 0,76 1,3 0,097 0,75 4 0,076 0,69 1 0,093 0,7 1,3 0,106 0,59 4,2 0,086 0,6 3 2-я промежуточная точка горизонтального ствола в коллекторе -979 0,083 0,491 0,7 2 10 0,098 0,701 1,76 -980,76 0,076 0,68 0,6 0,093 0,696 1,8 0,106 0,722 5,9 0,097 0,735 1,7 0,076 0,68 0,6 3-я промежуточная точка горизонтального ствола в коллекторе -981 0,093 0,733 1,6 2 10 0,097 0,712 2,41 -983,41 0,097 0,735 1,7 0,076 0,68 0,6 0,093 0,696 1,8 0,106 0,722 5,9 0,086 0,686 1,9 0,093 0,696 1,8 4-я промежуточная точка горизонтального ствола в коллекторе -981 0,076 0,68 0,6 2 10 0,100 0,717 3,17 -984,17 0,093 0,696 1,8 0,106 0,722 5,9 0,093 0,733 1,6 0,097 0,735 1,7 0,076 0,68 0,6 0,093 0,696 1,8 0,106 0,722 5,9 5-я промежуточная точка горизонтального ствола в коллекторе -982 0,083 0,491 0,7 2 10 0,101 0,715 2,85 -984,85 0,099 0,735 4 0,109 0,753 3,4 0,093 0,733 1,6 0,083 0,491 0,7 0,106 0,722 5,9 0,093 0,733 1,6 6-я промежуточная точка горизонтального ствола в коллекторе -983 0,093 0,733 1,6 2 10 0,098 0,713 3,65 -986,65 0,097 0,735 1,7 0,076 0,68 0,6 0,093 0,696 1,8 0,106 0,722 5,9 0,086 0,686 1,9 0,093 0,696 1,8 0,106 0,722 5,9 0,086 0,686 1,9 точка забоя горизонтального ствола в коллекторе -984,5 0,12 0,634 0,6 2 10 0,122 0,754 1,41 -985,91 0,122 0,76 3 0,094 0,739 0,6 0,14 0,78 1,8 0,116 0,761 2,2

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Способ разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной включает определение абсолютных отметок для точки входа горизонтального ствола скважины, проектирование профиля горизонтальной скважины и бурение горизонтальной скважины. Предварительно определяют точку входа, промежуточные точки и точку забоя горизонтального ствола скважины по проектной сетке скважин. Далее определяют в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя абсолютную отметку кровли первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки, вертикальную мощность нефтенасыщенных пропластков коллектора, коэффициенты открытой пористости, нефтенасыщенности для каждого нефтенасыщенного пропластка, давление насыщения газом пластовой нефти и давление пластовое объекта разработки на участке бурения. Затем для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и в точке забоя определяют средневзвешенный коэффициент пористости, средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности, а также расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка. Далее определяют абсолютные отметки для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя. После чего корректируют профиль горизонтальной скважины в соответствии с определенными абсолютными отметками для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя, осуществляют бурение горизонтальной скважины по уточненному профилю и эксплуатацию горизонтальной скважины. Обеспечивается повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной. 1 табл.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальной скважиной, включающий определение абсолютных отметок для точки входа горизонтального ствола скважины, проектирование профиля горизонтальной скважины, бурение горизонтальной скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют точку входа, промежуточные точки с шагом не менее размера ячейки трехмерной геологической модели и точку забоя горизонтального ствола скважины по проектной сетке скважин, при проектировании профиля горизонтальной скважины по данным трехмерной геологической модели участка бурения скважины определяют в точке входа, в промежуточных точках и точке забоя абсолютную отметку кровли Н_кр первого нефтенасыщенного пропластка коллектора объекта разработки, вертикальную мощность h_i нефтенасыщенных пропластков коллектора, коэффициенты открытой пористости K_п, нефтенасыщенности K_н для каждого нефтенасыщенного пропластка, давление насыщения газом Р_н пластовой нефти и давление пластовое Р_п объекта разработки на участке бурения, затем для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и в точке забоя определяют средневзвешенный коэффициент пористости K_{п.ср.вз.} и средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности К_{н.ср.вз.} по формулам:

K_{п.ср.вз.} = ((h_i1 * K_п1) + (h_i2 * K_п2) +…+ (h_in * K_пn))/(h_i1+h_i2+…+h_in), доли единиц,

где h_i1 – вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка,

h_in – вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка,

K_п1…K_пn – коэффициент открытой пористости в данном пропластке,

и K_н.ср.вз = ((h_i1 * K_н1) + (h_i2 * K_н2)+…+(h_in * K_нn))/(h_i1+h_i2+…+h_in), доли единиц,

где h_i1 – вертикальная мощность первого от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка,

h_in – вертикальная мощность последнего от кровли коллектора нефтенасыщенного пропластка,

K_н1…K_нn – коэффициент нефтенасыщения в данном пропластке,

далее для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя определяют расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка по формуле:

R=(Р_н * K_{н.ср.вз.} * (h_i1+h_i2+…+h_in))/(Р_п * (1-K_{п.ср.вз.})), м,

далее определяют абсолютные отметки для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя по формуле:

Н_{абс.отм.}=(Н_кр-R), м,

где Н_кр – абсолютная отметка кровли первого нефтенасыщенного пропластка,

R – расстояние от кровли первого нефтенасыщенного пропластка,

далее корректируют профиль горизонтальной скважины в соответствии с определенными абсолютными отметками для горизонтального ствола в точке входа, в промежуточных точках и точки забоя, осуществляют бурение горизонтальной скважины по уточненному профилю, осуществляют эксплуатацию горизонтальной скважины.