- •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)
Результаты расчета фукнкции f(ρ,
|
0,1 |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,5 |
|
-3,70 |
-2,31 |
-1,49 |
-0,90 |
-0,43 |
|
0,6 |
0,7 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
|
-0,046 |
+0,29 |
+0,59 |
+0,86 |
+1,10 |
По результатам таблицы построена графическая зависимость функции (13.8.8) при параметре 4 и методом касательной определена безразмерная предельная ордината вершины конуса воды 0,5 (рис. 13.8.2) и соответствующую ей функцию -0,433.
Размерная ордината вершины конуса . По формулам (13.8.10) находим 1,155 и 0,136 м2/сут. Следовательно, предельный дебит составит 1,155·0,136 0,157 м2/сут, приходящейся на два стока. За действительный дебит следует принять половину двойного удельного расхода: 0,0785 м2/сут.
Если принять за нейтральную линию тока (см. рис. 13.8.1), то к расчетному удельному расходу следует добавить половину удельного расхода, рассчитанного в Примере 1 0,218 м2/сут. Тогда общий предельный дебит с учетом притока из верхней половины расчетного блока определится как 0,109 0,0785 0,188 м2/сут или 0,188·110=18,8 м3/сут. Как видим, в наших примерах рабочий дебит превышает расчетный предельный. Предельная депрессия, соответствующая предельному дебиту 0,188 м2/сут, рассчитанная по формуле (13.8.5), составляет 1,49 МПа. Заметим, если плоскость является непроницаемой, т. е. – кровля пласта, то удельный расход 0,0785 м2/сут относится к горизонтальному стволу, расположенному вблизи кровли пласта (см. рис. 13.8.1).
Рис. 13.8.2. Определение безразмерной предельной ординаты вершины конуса подошвенной воды и соответствующей ей функции
Рассмотрим задачу о прорыве активной подошвенной воды к горизонтальному стволу, когда вертикальные границы блока и непроницаемы, т. е. при . Вследствие симметрии расчетного блока будем рассматривать фильтрацию в нижнем правом квадранте в пределах и . Время 0 будет определять начальное положение ВНК (линии ), см. рис. 13.8.1, после пуска скважины в работу. В процессе подъема ВНК граница раздела будет деформироваться, образуя динамический конус воды. В этом случае речь может идти о прорыве воды в скважину. Из всех линий тока только две будут прямолинейными и вертикальными: и . Остальные будут ортогональны подвижной границе раздела, а затем искривляться по направлению к скважине.
При уравнение (13.8.1) дает распределение потенциала вдоль оси скважины z (см. рис. 13.8.1), которое принимает вид:
; . (13.8.11)
Выражение [38]
. (13.8.12)
Внося (13.8.12) в (13.8.11), получаем
. (13.8.13)
Взяв производную потенциала по уравнению (13.8.13), получаем скорость фильтрации и, вводя коэффициент эффективной пористости , находим скорость движения:
. (13.8.14)
С другой стороны имеем
. (13.8.15)
Разделяя переменные в уравнении (13.8.15) и интегрируя, получаем:
или
. (13.8.16)
Для прорыва воды формула (13.8.16) с учетом анизотропии пласта записывается в виде:
. (13.8.17)
Пример 3. исходные данные примем Примера 1, а за удельный расход примем половину расхода, рассчитанного в Примере 2q=0,218/2 0,109 м2/сут, приходящегося на нижний пласт.
По формуле (13.8.17) рассчитываем время прорыва вершины конуса воды к горизонтальному стволу
408,72 сут.
Определим оптимальную площадь дренирования для нашего примера. Согласно [31, 35] таким критерием является соотношение
(13.8.18)
где
и – малая и большая стороны параллелограмма соответственно,
– длина горизонтального ствола, лежащая в центре площади дренирования параллельно стороне .
Нам заданы 100 м и 100 м.
Из уравнения (13.8.18) следует квадратное уравнение, из которого следует 162 м. Тогда запасы нефти в удельном объеме дренирования составят
1,2·162·100·10·0,2 38880 м3.
За безводный период добыто
0,109·100·408,72 4555 м3,
отсюда коэффициент извлечения, отнесенный ко всем запасам в объеме дренирования, составляет 4555/38880 0,117.
Затем наступит длительный период извлечения остаточной нефти с одновременным отбором подошвенной воды, потребующий эффективных методов воздействия на пласт. Если определять коэффициент извлечения по отношению к нижней половине расчетного блока, т. е. когда горизонтальный ствол находится вблизи кровли , то он удвоится и составит 0,234.
Заметим, что приведенные расчеты выполнены с учетом анизотропии.
Выводы:
1. Получено простое аналитическое решение для приближенного удельного расхода нефти (следовательно, дебита по стволу скважины длиной );
2. Кратко изложен способ расчета предельного безводного дебита и приведен пример расчета;
3. Рассмотрена задача о прорыве подошвенной воды к горизонтальному стволу: получена краткая формула для определения времени прорыва подошвенной воды к горизонтальному стволу в области наибольшего градиента давления (потенциала) в условиях открытого или обсаженного перфорированного ствола; определена оптимальная площадь дренирования одним горизонтальным стволом; дана оценка коэффициента извлечения нефти из удельного объема дренирования.