- •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)
Линиями нагнетания
Неподвижность ВНК описывается уравнением (13.7.6).Так как водоняфтяной контакт принимается неподвижным, то можно сччитать его непроницаемой границей, а для нахождения давления РА как со стороны нефти, так и со стороны воды достаточно решить уравнение пьезопроводности отдельно для верхнего и нижнего ствола.
Для верхнего ствола решение уравнения пьезопроводности для безразмерной депрессии находится с использованием метода функций Грина и имеет вид [55]:
. (13.7.14)
Здесь введены следующие безразмерные величины:
;
, (13.7.15)
где
hн и hнz – пьезопроводность по горизонтали и вертикали для нефтенасыщенной части пласта;
Xs и Ys – соответственно длина и ширина полосы (рис. 13.24);
Хс, Yc, Zc – координаты середины ствола скважины;
L – длина горизонтального ствола скважины;
X, Y, Z – координаты точки, в которой рассчитывается безразмерное давление, остальные обозначения общепринятые.
Для нижнего ствола, находящегося в водонасыщенной части пласта, решение выглядит аналогично. Разница лишь в том, что вместо Kн, mн, Нн, Qн, hн в (13.7.14) и (13.7.15) следует подставить соответствующие параметры для воды Kв, mв, Нв, Qв, hв и вертикальную координату .
Произведем расчет изменения давления во времени на уровне водо-нефтяного контакта со стороны воды и со стороны нефти.
Примем следующие исходные данные: Xs=2000 м, Ys=1000 м, Нн=Нв=10 м, L=100 м, Хс=500 м, Yc=1000 м, Zcl=5 м, Zc2=5 м, Kн=0,10 мкм2, Kв=0,05 мкм2, mн=2,5 мПа*с, mв=1 мПа*с, Qн=Qв=200 м3/cyт, Рпл=20 МПа, DРк=0,024 МПа. Результаты расчетов представлены на рис. 13.25.
Как видно из рисунка, разность давлений со временем растет и достигает 0,5 МПа. Компенсировать эту разность давлений приближением ствола в водонасыщенной части к ВНК не удается. Из расчетов следует, что подобным перемещением можно добиться снижения давления на ВНК не более чем на 0,02 МПа. Остается определить значение дебита воды позволяющего снизить давление на ВНК. Это достигается путем решения уравнения (13.7.14) относительно дебита воды. Значение дебита воды будет изменяться во времени, а для установившегося режима будет составлять 250 м3/сут.
Таким образом, по результатам расчетов можно сделать вывод о том, что неподвижность ВНК достигается регулированием дебита воды, значение которого зависит в значительной степени от соотношения вязкостей воды и нефти, а так же от абсолютных фазовых проницаемостей для нефти и воды.
Рис.13.25. Изменение давления на водонефтяном контакте
1 – со стороны воды; 2 – со стороны нефти
13.8. Решение некоторых гидродинамических задач притока жидкости к горизонтальным стволам скважин на основе теории функций комплексного переменного.
За последнее время с целью наиболее полного извлечения нефти из продуктивного пласта нашло применение горизонтальных стволов скважин и в особенности при наличии подошвенной воды. При этом возникает необходимость в построении достаточно приемлемых аналитических решений задач притока жидкости к горизонтальным стволам и реализации их для практического промыслового использования: определения предельных безводных дебитов и депрессий; определения безводного периода эксплуатации скважин и текущего коэффициента нефтеизвлечения в удельном объеме дренирования; оценка возможности совместно-раздельного отбора нефти и воды и др.
Кроме того, если будет известна скорость продвижения поверхности раздела двух жидкостей (конуса подошвенной воды), то проявится возможность установить оптимальную технологию добычи нефти, т. е. определить соответствующие расстояния между стволами (выбрать сетку горизонтальных стволов), темпы отбора нефти продолжительность безводного периода эксплуатации скважин.
Впервые теория функций комплексного переменного применена к плоским задачам теории фильтрации М. Маскетом [56] и И. А. Чарным [2], которые получили следующие уравнения для функции потенциала скорости фильтрации и функции линий тока соответственно:
, (13.8.1)
. (13.8.2)
Здесь
– мощность точечного стока, лежащего в центре расчетного блока с координатами по вертикальному сечению пласта , м2/с (рис. 13.8.1; горизонтальный ствол (линия стоков) лежит в плоскости );
– ширина расчетного блока (расстояние между стволами);
– гиперболический косинус;
– гиперболический котангенс;
– потенциал скорости фильтрации ( – коэффициент проницаемости по напластованию;
– коэффициент абсолютной вязкости;
– давление в любой точке пласта).
Рис. 13.8.1. Схема расположения горизонтального ствола в