- •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)
Экраном и относительным вскрытия пласта
Для п взаимодействующих несовершенных скважин в круговой батарее радиуса R в соответствии с формулой В.Н. Щелкачева [18,19] имеем
. (9.2.13)
Добавочные фильтрационные сопротивления аналогичным образом могут быть введены в формулы и для взаимодействующих несовершенных скважин в пласте с прямолинейным контуром питания [10].
9.2.3. Приток реального газа к несовершенной скважине по нелинейному закону фильтрации. Задача о притоке реального газа к несовершенной скважине (рис. 9.5) при нелинейном законе сопротивления является весьма сложной и до сих пор точного аналитического решения не получено. В приближенной постановке эта задача рассматривалась во многих работах [9, 14, 30, 41]. Здесь рассматривается задача о притоке реального газа к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте, т. е. с учетом анизотропии, а также предлагается несколько иной подход к расчету фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины по степени вскрытия.
В работе Е.М. Минского [42] показано, что коэффициент фильтрационного сопротивления, как при линейном, так и при квадратичном законе фильтрации зависит только от геометрии потока. Тогда к выводу уравнения притока газа можно подойти следующим образом. Для нелинейного закона фильтрации имеем уравнение
Рис. 9.5. Двухзонная схема притока к несовершенной скважине,
Обусловленного нелинейным законом фильтрации
. (9.2.14)
Умножая левую и правую части на плотность и выражая ее по уравнению состояния реального газа, после интегрирования в соответствующих пределах по Р и r, получаем
, (9.2.15)
где
. (9.2.16)
l – коэффициент макрошероховатости, остальные обозначения общепринятые.
Геометрия потока, очевидно, будет определяться функцией h=h(r) в области пространственного потока (см. рис. 9.5). Вся трудность решения состоит в нахождении уравнения кривой h=h(r), ограничивающей область потока, или, другими словами, линии тока. Размер зоны пространственного движения будет зависеть от многих факторов, например, не только от геометрии пласта (R0,h0,b), но и от анизотропии пласта æ*, дебита Q, градиента давления (gradP) и т. д. Будем аппроксимировать упомянутую линию тока уравнением вида
. (9.2.17)
Здесь
п=п – некоторая функция, зависящая от несовершенства скважины по степени вскрытия, геометрии пласта и скважины, анизотропии пласта, и подлежащая определению.
Подставляя (9.2.17) в (9.2.15) и вводя безразмерные параметры
, (9.2.18)
получаем
. (9.2.19)
После интегрирования и некоторых преобразований находим окончательно
, (9.2.20)
где
; (9.2.21)
; (9.2.22)
. (9.2.23)
Чтобы определить С1 и С2 по формулам (9.2.22) и (9.2.23), необходимо знать значение п. Для нахождения п используем известное решение (9.2.10) для притока к несовершенной по степени вскрытия скважине в однородно-анизотропном пласте при линейном законе фильтрации.
9.2.4. Методика расчета фильтрационных сопротивлений при установившейся фильтрации нефти и газа к несовершенной скважине. Табулирование функций. В газопромысловой практике по данным испытания скважин обычно определяют коэффициенты А и В, входящие в уравнение притока, по которым затем рассчитывается гидропроводность и проницаемость пласта, а также радиус дренирования и коэффициент макрошероховатости. На точность определения указанных параметров, очевидно, существенно будет влиять достоверность определения фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины по степени и характеру вскрытия, скин-эффектом призабойной зоны, наличием экрана и конуса подошвенной воды. В связи с этим возникает необходимость уметь рассчитывать указанные функции сопротивления. Был принят следующий порядок расчета на ЭВМ.
а) По формулам (9.2.10) и (9.2.2) рассчитывалась функция сопротивления C1=f( , , ). Результаты расчетов затабулированы в широком диапазоне значений параметров: 0,10 10; 0,1 1; 10 1000 и представлены в таблице (Прил. 1) и графиками [24а]. Из таблиц (Прил. 1) и графиков (рис. 9.6) видно, что добавочные фильтрационные сопротивления С1, обусловленные частичным вскрытием, возрастают для одних и тех же вскрытий при увеличении отношения или, что то же самое, при увеличении толщины пласта. Особенно резкое увеличение С1 наблюдается при малых вскрытиях ( <0,4). Отсюда вытекает весьма важный вывод для решения практической инженерной задачи о выборе оптимальной величины вскрытия пласта с подошвенной водой или газовой шапкой. Очевидно, что для пластов большой толщины слишком малые относительные вскрытия окажутся неприемлемы из-за больших фильтрационных сопротивлений.
Рис. 9.6. Зависимость коэффициента добавочного фильтрационного сопротивления