- •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)
Воды горизонтальными стволами в плоскости (X, z)
Рис. 13.22б. Схема расположения горизонтальных стволов в плоскости
(Y, z) при одновременно–раздельном отборе воды и нефти
В работах А.П. Телкова и Ю.И. Стклянина [4,7] получено решение для распределения потенциала по ординате точечного стока η при l=2l1 в полубесконечном однородно-анизотропном пласте (см.рис.13.1), вызванного работой горизонтального ствола
(13.7.2)
где
(13.7.3)
d – диаметр горизонтального ствола, м;
q – удельный расход на единицу ширины потока, м2/с.
Рассмотрим аналогичную схему (см. рис. 13.1), но в плоскости (Z,Y) при наличии слоя подошвенной воды (13.22а). Развернем последнюю схему вокруг оси Z по часовой стрелки на 45о и зафиксируем изображение справой стороны, рис. 13.22б.
Используем уравнение (13.7.2) для нефтяного пласта, заменяя в формулах (13.7.3) h0 на hн и (см. рис. 13.22б). Тогда при Z=Z'=hн(ξ=1) Chx=1; разность потенциалов между контурным Ф0 и ФА на ВНК (см. рис. 13.22а) выразится уравнением
; (13.7.4)
где
, . (13.7.5)
Оценка формулы (13.7.5) дана в работе [7, стр. 28]. Показано, что для сильно анизотропных или мощных по толщине пластов, т. е. r£1, погрешность в вычислении дебита даже при N=1 не превосходит 0,19%. Для больших значений параметра r<10 погрешность при N=4 не превосходит 8%. Таким образом, для практических расчетов в ряду (13.7.5) достаточно удержать 1÷4 члена.
Условию устойчивости поверхности раздела в точка А (см. рис. 13.22) очевидно удовлетворяет уравнение
, (13.7.6)
где
Р0 – давление на поверхности раздела на контурах у=hн;
РА – давление на невозмущенной поверхности раздела (ВНК);
(Р0–РА)в – разность давлений, обусловленная движением воды;
(Р0–РА)н – разность давлений, обусловленная движением нефти.
Знак верхний (+) соответствует гидрофобной, а знак нижний (–) гидрофильной пористой среде.
Переходя от разности давлений к разности потенциалов скорости фильтрации в уравнение (13.7.6), учитывая гидростатический напор и направление осей координат (см. рис. 13.22), получаем:
, (13.7.7)
где
Kв и Kн – проницаемости по горизонтали в водоносном и нефтяном пластах;
mв, mн – коэффициенты абсолютной вязкости воды и нефти соответственно;
gв, gн – объемные веса воды и нефти соответственно.
Выражая разность потенциалов (Ф0–ФА)в в уравнении (13.7.7) в соответствии с формулами (13.7.4) и (13.7.5) для водоносного пласта и учитывая (13.7.4), после ряда преобразований получаем:
, (13.7.8)
где
. (13.7.9)
(13.7.10)
Анализируя выражение (13.7.8), видим, что наименьший отбор воды соответствует условию F=0, следовательно, должно выполниться условие
(13.7.11)
откуда следует выражение для определения местоположения горизонтального ствола в водоносном пласте при заданном местоположении горизонтального ствола в нефтяном пласте
, (13.7.12)
Но так как , то правая часть (13.5.12) также должна быть меньше 1. Тогда из (13.7.12) следует критерий, определяющий эффективное использование способа одновременно-раздельного отбора жидкостей
. (13.7.31)
Рассмотрим пример. Примем: hн=hв=10 м; gв=1200 кг/м3; gн=800 кг/м3; ; DРк(s)=0,24 кгс/см2. По формуле (13.7.12) находим , следовательно, м.
Таким образом, для данного примера оптимальное местоположение горизонтального ствола в водоносном пласте, при заданном местоположении горизонтальной скважины в нефтяном пласте bн=5 м (в центре по нефтенасыщенной толщины) составляет bв=5,3 м для гидрофобной пористой среды и bв=1,3 – для гидрофильной. Как видим, учет капиллярного скачка DРк(s) на поверхности двух сред имеет существенное значение.
Если от удельных расходов qв и qн перейти к объемным Qв и Qн, то соотношение (13.7.8) записывается в виде
(13.7.8')
где
Lв и Lн – протяженности горизонтальных стволов соответственно в водоносном и нефтяном пластах.
13.7.4. Неустановившийся приток к двухзабойной вертикальной скважине в пласте с подошвенной водой. Рассматривается работа горизонтального ствола скважины в тонком нефтяном пласте, подстилаемом подошвенной водой. Работа такой скважины может быть осложнена быстрым прорывом подошвенной воды. Для предотвращения прорыва воды ниже водонефтяного контакта можно расположить еще один горизонтальный ствол для одновременно-раздельного отбора воды и нефти (рис. 13.23). Способы технической реализации режима одновременно-раздельного отбора нефти и воды известны, и в частности, нефть может отбираться по насосно-компрессорным трубам, а вода по затрубному пространству. Возникает задача расчета дебитов стволов при совместной их работе в условиях неподвижности водонефтяного контакта [54].
Задача решается при условии, что месторождение разрабатывается рядами горизонтальных стволов при наличии нагнетательных рядов скважин. Таким образом, каждая добывающая скважина работает в полосообразном элементе пласта с двухсторонним контуром питания (рис. 13.24).
Рис. 13.23. Схема расположения горизонтальных стволов в водонефтяной залежи
Рис. 13.24. Элемент пласта с горизонтальным стволом между