- •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)
Определение безразмерного дебита 10 скважины-трещиы
|
ρэк |
|||||||||||||||
10 |
4 |
3 |
2 |
1,8 |
1,6 |
1,4 |
1,2 |
1,0 |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
0,6 |
0,5 |
0,4 |
0,3 |
|
0,1 |
1,00 |
1,12 |
0,16 |
1,25 |
1,26 |
1,30 |
1,32 |
1,35 |
1,43 |
1,45 |
1,50 |
1,55 |
1,63 |
1,73 |
1,87 |
2,12 |
0,2 |
4,40 |
5,00 |
5,20 |
5,70 |
5,80 |
6,00 |
6,20 |
6,42 |
6,92 |
7,20 |
7,48 |
8,00 |
8,48 |
9,20 |
10,20 |
11,8 |
0,3 |
10,4 |
12,2 |
12,9 |
14,2 |
14,7 |
15,3 |
15,9 |
16,8 |
18,3 |
19,1 |
20,5 |
21,2 |
23,0 |
25,0 |
28,8 |
38,4 |
0,4 |
19,2 |
22,8 |
24,5 |
27,7 |
28,4 |
29,9 |
31,5 |
33,9 |
36,8 |
38,4 |
40,7 |
43,5 |
47,2 |
53,3 |
66,4 |
91,0 |
0,5 |
31,2 |
37,5 |
40,7 |
46,7 |
48,7 |
51,3 |
54,5 |
58,7 |
63,6 |
67,0 |
71,2 |
76,1 |
86,1 |
104,0 |
130,0 |
238,0 |
При известных Dg1, Dγ2 и rэк наибольший предельный дебит находят следующим образом. На графике (рис 13.9') для заданного значения rэк находят ординату η0 mаx, соответствующую значению функции . По найденному и заданному rэк определяют из табл. 13.4 безразмерный дебит и по формуле (13.4.9) подсчитывают удельный дебит q, который и будет искомым, а значение hmах будет оптимальным, определяющее наивыгоднейшее размещение горизонтального ствола по толщине пласта. График функции (см. рис. 13.9') дает возможность исследовать влияние отношения разности плотностей фаз и параметра rэк на местоположение горизонтальной скважины. Пределы изменения , интересные для практики, лежат в интервале 0,l, что соответствует изменению в пределах 0,5³ ³0,25 для 10³rэк³0,3. Из графика следует, что при уменьшении параметра rэк и стремлении значение увеличивается и стремится к 0,5. Отсюда можно сделать вывод, что в сильноанизотропных пластах (rэк£0,3) влияние отношения на местоположение горизонтальной скважины сказывается меньше и поток будет почти симметричным относительно η0=0,5. При увеличении параметра rэк наивыгоднейшее местоположение горизонтальной скважины смещается в верхнюю половину нефтенасыщенного пласта.
Таким образом, выбор местоположения горизонтальной скважины следует рассматривать как один из эффективных способов ограничения преждевременного прорыва газа и подошвенной воды за счет конусообразования, увеличения безводного и безгазового периодов работы скважины и увеличения безводной и безгазовой нефтеотдачи.
Рассмотрим конкретный пример при следующих исходных данных: lк=50 м; L=100 м; h0=10; K=1,02·10-14 м2; μн=10-3Па∙с; Δρ1=660 кг/м3; Δρ2=220 кг/м3.
– По формуле (13.4.11) находим ρэк=1,13.
– Для и ρэк=1,13 по графикам рис.13.9 определяем безразмерную ординату скважины стока следовательно, скважина располагается на расстоянии от начального ГНК (см.рис.13.8)
– При ρэк=1,13 и из табл. 13.4 находим безразмерный предельный удельный дебит
– По формуле (13.4.9) находим удельный расход
Следовательно, дебит горизонтального ствола составит Q=q1L=13,7 м3/сут, который является безводным и безгазовым.
Дебит горизонтального ствола аналогичного расчетного блока при непроницаемых кровли и подошвы при (см. рис. 13.8) составляет Q=22,1 м3/сут.
Рис. 13.9'. Зависимость оптимальной ординаты точечного стока ηmах от
отношения при 0,3≤ρэк≤10.