- •8.1. Краткий обзор существующих работ
- •8.2. Построение обобщенного дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации однородной жидкости и газа в пористой среде при изотермическом процессе
- •(Источников) в пространстве
- •8.3. Приток к несовершенной линии стоков (скважине) в ограниченном пласте при наличии подошвенной воды
- •Прямоугольной формы за счет напора подошвенной воды
- •9. Методы расчета фильтрационных сопротивлений. Табулирование сложных функций
- •9.1. Краткий обзор существующих работ; постановка задач
- •9.2. Методы расчета фильтрационных сопротивлений при установившемся притоке жидкости и реального газа к несовершенной скважине. Табулирование функций
- •Ограниченном однородно-анизотропном пласте
- •Т абулированные значения функции
- •Экраном и относительным вскрытия пласта
- •Обусловленного нелинейным законом фильтрации
- •С1 от относительного вскрытия пласта при параметрах ρ0 и
- •9.3. Методика расчета фильтрационных сопротивлений при неустановившемся осесимметричном притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине в неограниченном пласте.
- •При параметре
- •9.4. Методика расчета фильтрационных сопротивлений при неустановившемся притоке жидкости к несовершенной скважине в ограниченном пласте по линейному закону
- •9.5. Методика расчета фильтрационных сопротивлений, обусловленных перфорацией колонны
- •Пласта æ* при фиксированной глубине l0 пулевого канала (см)
- •Канала при фиксированном значении анизотропии пласта æ*
- •10. Интерпретация результатов исследования гидродинамически несовершенных скважин при нестационарной фильтрации
- •10.1. Общая характеристика прискважинной зоны пласта
- •10.2. Основы дифференциального и интегрального методов обработки кривых восстановления давления в пласте
- •10.3. Влияние учета несовершенства скважин на точность определения параметров пласта при интерпретации кривых восстановления давления
- •10.4. Влияние изменения проницаемости на характеристики пласта
- •Исходные данные для обработки квд
- •10.5. Определение радиуса кольцевой неоднородности по квд при дренировании однородно-анизотропного пласта несовершенной скважиной
- •Неоднородностью
- •10.6. Интерпретация кольцевой неоднородности пласта и скин-эффект в условиях плоско-радиального потока
- •Литература к гл. 8-10
- •11. Моделирование процессов статического конусообразования при разработке нефтяных, газовых и нефтегазовых залежей
- •11.1. Сущность проблемы конусообразования
- •11.2. Моделирование процесса статического конусообразования
- •Статическом равновесии границы раздела
- •11.3. Методы расчета предельных безводных и безгазовых дебитов несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой
- •При безнапорном притоке к несовершенной скважине
- •Воды в условиях напорного притока к несовершенной скважине
- •Зависимости от расположения интервала вскрытия пласта
- •11.4. Расчет предельных безводных дебитов несовершенных сважин и депрессий в газовых залежах с подошвенной водой при линейном законе фильтрации
- •Результаты расчетов погрешности d0 по формуле (11.49)
- •11.5. Решение задач конусообразования по двухзонной схеме притока
- •Определение ординаты x0 и функции е0(x0, r, )
- •Литература к гл. 11
- •12. Моделирование процессов динамического конусообразования при разработкЕ водонефтяных и газонефтяных залежЕй
- •12.1. Краткий обзор теоретических работ по конусообразованию
- •12.2. Упрощенные и строгие методы расчета времени безводной эксплуатации скважин с подошвенной водой
- •Скважины t от относительного вскрытия пласта
- •12.3. Методика прогнозирования продвижения границы раздела и нефтеотдачи за безводный период по удельному объему дренирования
- •12.4. Уточненная методика расчета безводного периода эксплуатации несовершенной скважины при опережающей разработке нефтяной оторочки
- •12.5. Уточненная методика расчета времени прорыва нефти из оторочки к забою газовой скважины при опережающей разработке газовой шапки
- •12.6. Уточненная методика расчета времени прорыва газа из газовой шапки к забою несовершенной скважнны, дренирующей нефтяную оторочку
- •Залежи несовершенной скважиной
- •Литература к гл. 12
- •13. Установившийся и неустановившийся приток жидкости и газа к вертикальным трещинам грп и горизонтальным стволам
- •13.1. Установившийся приток к вертикальным трещинам и горизонтальным стволам скважин
- •Скважине и несовершенной щели в полосообразном пласте
- •13.2. Наиболее известные формулы дебита горизонтальных стволов нефтяных скважин при установившемся притоке
- •13.3. Определение дебита горизонтального ствола скважины по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений
- •Горизонтальной скважины по сравнению с дебитом вертикальной
- •13.4. Определение оптимального местоположения и дебита горизонтального ствола скважины, дренирующего нефтегазовую залежь с подошвенной водой
- •Залежи с подошвенной водой
- •Погрешность формул (13.4.1) и (13.4.2)
- •Определение безразмерного дебита 10 скважины-трещиы
- •13.5. К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы вертикальными трещинами и скважинами
- •Расположением горизонтальной скважины
- •Результаты расчета оптимальных размеров а и b сетки размещения горизонтальных скважин и вертикальных трещин и их эффективности при исходных параметрах a, l
- •13.6. Неустановившийся приток жидкости и газа к несовершенной галерее (вертикальной трещине грп) и горизонтальному стволу скважины по двухзонной схеме
- •4.Приток к горизонтальному стволу
- •Трещины q0 от степени вскрытия пласта
- •5. Приток реального газа к вертикальной трещине грп и горизонтальному стволу по нелинейному закону фильтрации
- •13.7. Установившийся и неустановившийся приток жидкости к многозабойным горизонтальным скважинам
- •13.7.1. Некоторые типовые профили многозабойных скважин
- •Разработке нефтегазовых залежей
- •Воды горизонтальными стволами в плоскости (X, z)
- •(Y, z) при одновременно–раздельном отборе воды и нефти
- •Линиями нагнетания
- •13.8. Решение некоторых гидродинамических задач притока жидкости к горизонтальным стволам скважин на основе теории функций комплексного переменного.
- •Продуктивном блоке
- •Результаты расчета фукнкции f(ρ,
- •Литература к гл. 13
- •1.Чарный и.А. Подземная гидромеханика. Гтти, 1948.
- •Результаты расчета добавочных фильтрационных сопротивлений при
- •Табулированные значения функции фильтрационного сопротивления по формуле (9.3.4)
- •Значение безразмерных плотностей по формулам (11.25) и (11.26)
10.4. Влияние изменения проницаемости на характеристики пласта
Рассмотрим влияние изменения проницаемости призабойной зоны в процессе восстановления давления на точность определения коэффициентов пьезопроводности и гидропроводности пласта. В соответствии с работой [46] в этом случае в расчетные формулы вместо надо подставлять значение
, (10.4.1)
где
r0 – радиус призабойной зоны, в которой произошло изменение (увеличение) проницаемости в период восстановления давления от K0 до K(t);
K0(0) – проницаемость в зоне
Поскольку функция (10.4.1) зависит от времени, то при интерпретации КВД следует отнести ее к функции j* или Y*. Однако сделать это весьма затруднительно. Выражение (10.4.1) существенно упрощается, если исследования проводятся при закрытии скважины на забое. Тогда при Q(t)=Q=const из (10.23) следует:
. (10.4.2)
Авторы [62] предлагают принимать в расчеты r0=1 м и =1¸1,2. Таким образом, использование формулы (10.24) внесет некоторые коррективы в определение коэффициента пьезопроводности пласта æ.
В качестве иллюстрации используем пример из [77, стр. 29-34]. Определяем относительный радиус ; относительное вскрытие ; тогда из табл. [28], (Прил. 2) при f0= находим функцию фильтрационного сопротивления Результаты расчетов приведены в табл. 10.1.
Таблица 10.1
Исходные данные для обработки квд
t, c |
DР(t), МПа |
Q(t), см3/с |
ln |
C2+R+ln |
|
1400 1800 2400 2800 3600 |
6,44 6,87 7,28 7,46 7,75 |
42,5 27,5 12,5 8,75 2,50 |
— 0,944 — 0,693 — 0,405 — 0,251 — 0,000 |
5,815 6,066 6,354 6,508 6,759 |
7,172 7,355 7,505 7,620 7,797 |
Коэффициент фильтрационного сопротивления С0 принят 0,5.
По данным таблицы построен график, рис. 10.1
Рис. 10.1. К обработке КВД с учетом притока и фильтрационного сопротивления
По наклону прямой . графика (i=0,66) определена гидропроводность пласта
,
а при определении параметров пласта без учета функции фильтрационного сопротивления и коэффициента фильтрационного сопротивления С0, значение гидропроводности по [61] равно 0,065 , т. е. расчетное занижение составляет 7,7 раза. Увеличение степени несовершенства скважины и неучет его приведет к более значительной погрешности в определении параметров пласта.
10.5. Определение радиуса кольцевой неоднородности по квд при дренировании однородно-анизотропного пласта несовершенной скважиной
10.5.1. Пласт неограниченный. Рассмотрим приток жидкости к несовершенной скважине в неограниченном по протяженности пласте с кольцевой неоднородностью. Введем параметры K1, æ1 и K2, æ2 — горизонтальные проницаемости и пьезопроводности прискважинной и удаленной зон (рис. 10.2).
Рис.10.2. Двухзонная схема притока к скважине
Для неустановившегося движения в зоне II имеем
. (10.5.1)
Для квазиустановившегося движения в зоне I и неустановившегося движения в зоне II справедливо соотношение
или
, (10.5.2)
где
R0 – радиус зоны I ухудшенной проницаемости;
rс пр – приведенный радиус скважины.
Сделав некоторые преобразования, из (10.5.2) получаем:
. (10.5.3)
Решая совместно уравнение прямых (10.5.1) и (10.5.3) для точки пересечения, соответствующей t=t0, после ряда преобразований получаем формулу:
. (10.5.4)
Замечая по КВД (рис. 10.3), что
,
находим
. (10.5.5)
Внося (10.5.5) в (10.5.4), имеем
. (10.5.6)
Производя аналогичные преобразования в знаменателе формулы (10.5.2) по отношению к проницаемости К1, получаем:
. (10.5.7)
Решая совместно (10.5.7) и (10.5.1) при t=tо, получаем
. (10.5.8)
Коэффициенты гидропроводности определяются по ломаной кривой c двумя углами наклона:
. (10.5.9)
Рис.10.3. Схема поведения КВД в пласте с зональной