- •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)
12.4. Уточненная методика расчета безводного периода эксплуатации несовершенной скважины при опережающей разработке нефтяной оторочки
Как показали анализы расчетов [17, 18, 20 и др.] для однородных пластов предельные безводные дебиты практически очень малы. Превышение последних ведет к быстрому прорыву подошвенной воды к забоям скважин. В однородно-анизотропных пластах безводные периоды могут быть длительными. Расчетные результаты по определению безводного периода, произведенные по упрощенным формулам, не всегда согласуются с фактическими. Чтобы привести в соответствие расчетные и фактические результаты, очевидно, в решениях необходимо учитывать не только различие в вязкостях и плотностях движущихся жидкостей, но и неоднородность пласта, фазовые проницаемости и капиллярные силы. Существует ряд решений для потенциала несовершенной скважины как для осесимметричного, так и для прямолинейного потока, которые могут быть использованы для определения безводного периодов работы скважины. Рассмотрим движение границы раздела двух жидкостей (нефть-вода) в осесимметричном однородно-анизотропном пласте (см. рис. 12.2). В работах [17, 18] приведено следующее решение, полученное по схеме жесткой трубки тока [5], для определения безводного периода работы несовершенной скважины, дренирующей нефтяной пласт с подошвенной водой:
, (12.36)
где
; (12.37)
(12.38)
; ; (12.39)
; , (12.40)
, – коэффициенты относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти соответственно;
sф, s0 – насыщенность нефтью на фронте вытеснения и содержания остаточной воды в зоне вытеснения соответственно;
т – эффективная пористость нефтенасыщенного пласта.
Суммарные добавочные фильтрационные сопротивления S определяются по формулам и графикам, приведенным в Гл. 9 этой книги. Алгоритм и программа расчета задачи (12.36)-(12.40) находятся в фондах кафедры РЭНМ ТюмГНГУ.
Таким же путем могут быть получены формулы для определения времени безводной эксплуатации горизонтальных и вертикальных скважин, дрен и галерей в полосообразном пласте. Для этого необходимо использовать соответствующие решения для потенциала, например, решения, приведенные в [17, 18].
12.5. Уточненная методика расчета времени прорыва нефти из оторочки к забою газовой скважины при опережающей разработке газовой шапки
В качестве схемы притока можно принять схему, изображенную на рис. 12.2, заменив в ней нефтенасыщенную часть пласта hн на газонасыщенную hг, а водонасыщенную часть hв – на нефтенасыщенность hн. Для линейного закона фильтрации газа формулы (12.36) для t0, (12.37) для t0, (12.38) для D, (12.39) для А будут справедливы, если в них заменить параметры для воды на параметры для нефти, а параметры для нефти на параметры для газа. Тогда расчетные формулы принимают вид:
; ; ; (12.41)
; (12.42)
; (12.43)
; (12.44)
, (12.45)
Q – объемный дебит газовой скважины;
, – коэффициенты относительных фазовых проницаемостей для нефти и газа соответственно;
sф, s0 – насыщенность газом на фронте вытеснения и содержание связанной воды соответственно;
Сv, Ср – удельные теплоемкости газа при постоянном объеме и давлении;
– средневзвешенное давление в газовой шапке;
rат – плотность газа в поверхностных условиях;
т0 – эффективная пористость газонасыщенного пласта.
Напомним, что символ п в формуле (12.42) есть показатель, определяющий термодинамический характер расширения газа.
При квадратичном законе фильтрации газа приведенные расчетные формулы для определения времени прорыва нефти к забою остаются справедливы, в которых изменяются только выражения для D и t0:
(12.46)
. (12.47)
Предлагается следующий алгоритм расчета:
– по экспериментальным данным двухфазной фильтрации газа и нефти определяется насыщенность sф пористой среды нефтью на фронте вытеснения, затем по кривым относительных фазовых проницаемостей или по эмпирическим формулам определяются , и ;
– при известных исходных данных по формулам (12.43) и (12.45) подсчитывается параметр К;
– обосновываются по данным промысловых исследований коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В или рассчитываются по известным аналитическим зависимостям;
– при заданных расходах газа Q или G по формулам (12.38) или (12.46) определяется параметр D; при известном вскрытии по формуле (12.39) подсчитывается параметр А;
– по формуле (12.36) подсчитывается безразмерное время безводного периода t0, затем из формулы (12.47) или (12.41) находится размерное время t0.
Заметим, что приведенная методика будет строго справедлива для определения безводного периода работы несовершенной газовой скважины при наличии активной подошвенной воды, если все параметры для нефтяного пласта заменить на параметры водоносного.