Тема 8. Моделирование неустановившегося притока жидкости к горизонтальной скважине по двухзонной схеме.

Для создания уравнения притока выделено два фактора – формирование зоны отбора в окрестности ствола – «воронки депрессии» сложной формы; снижение среднего пластового давления вследствие роста накопленного отбора жидкости.

Зависимость дебита скважины от ее геометрических свойств, депрессии и ФЕС пласта получена на основании результатов вычислительных экспериментов зависимость дебита скважины от ее геометрических свойств, депрессии и ФЕС пласта.

(8.1)

где – зависимость средней депрессии от времени, которая зависит от среднего пластового давления во времени –и от среднего забойного давления во времени –;

k_xy – проницаемость по горизонтали, м²;

k_z – вертикальная проницаемость, м²;

t– время с начала пуска, с;

h –эффективная толщина пласта, м;

 – динамическая вязкость, Пас;

–упругоемкость пласта.

Безразмерная функция отражает изменение дебита от «второстепенных» ФЕС и условий вскрытия пласта

. (8.2)

Здесь ;, где.

Среднее пластовое давление является функцией от накопленного отбора:

(8.3)

где V– начальный объем пласта, м³;

M – отобранный объем жидкости, м³.

Зависимость дебита от времени, ФЕС пласта и длины и радиуса кривизны ствола примет вид

, (8.4)

После подстановки в уравнение зависимости сигма решение примет вид

(8.5)

В результате получена зависимость дебита скважины от фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта с учетом условий его вскрытия.

Пример решения.

1. Рассчитываем V:

2. Вычисляем коэффициент анизотропии пласта:

3. Вычисляем значения α, β

4. По формуле 5 вычисляем значение дебита (для t=0.1 сут)

5. Рассчитаем изменение забойного давления от времени:

6. Изменяя значения времени при расчете, получаем динамику развития депрессии и дебита во времени

Вывод: при моделировании неустановившегося притока жидкости к горизонтальной скважине для получения дебитов необходимо уменьшение забойного давления.

Контрольные вопросы.

1. Виды притока жидкости к горизонтальным скважинам.

2. Отличия стационарного и нестационарного притоков жидкости к ГС.

3. Область дренирования горизонтальных скважин

4. Влияние расположения горизонтальных скважин

Рекомендуемая литература

1. Закиров С.Н.. Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений - М.: Недра, 1974. - 374 с.

2. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Гереш П.А., Ершов С.Е. Разработка водоплавающих залежей с малым этажом газоносности. М.: ИРЦ Газпром, 1997.-137с.

3. Телков А.П., Грачев СИ. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть 2). Тюмень, ООО НИПИКБС-Т. - 2001. - 482 с.

4. Телков А.П., Грачев СИ. Прикладные задачи разработки нефтегазо-конденсатных месторождений и нефтегазодобычи. М.; «ЦентрЛитНефтегаз». -2008.-512 с.

5. Фан Зи Фэй, Кабиров М.М. Влияние ГРП на дебит горизонтальной скважины // Нефтяное хозяйство. 1999. - №6, с.30-31.

6. Мукминов И.Р. Об эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Нефтепромысловое дело. -1998.-№5.-С.29-32.

Методические указания предназначены бакалаврам направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения. В методических указаниях приведены основные задачи с примерами решения по дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами».

Составители:

Самойлов А.С. к.т.н., доцент каф. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Фоминых О.В. к.т.н., доцент каф. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Невкин А.А. лаборант каф. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Подписано к печати 13.09.2013 г.

Заказ №Уч. изд.л. 2004

Формат 60×84 1/16Усл.печ.л 2

Отпечатано на RISO GR 3750Тираж 45 экз.