- •17 Особливості фільтрації рідин та газів до горизонтальних і похилих свердловин
- •17.1 Рух рідини між конфокальними еліпсами
- •17.2 Приплив рідини до хрестоподібної, зіркоподібної і лінійної тріщин
- •17.3 Фільтрація рідини до похилої свердловини за законом Дарсі в гранично анізотропному пласті
- •Круговий пласт
- •Напівнескінченний пласт з прямолінійним контуром живлення
- •17.4 Приплив рідини до свердловини складного хвилеподібного профілю за законом Дарсі в гранично анізотропному пласті
- •17.5 Приплив рідини до ряду похилих свердловин за законом Дарсі в гранично анізотропному пласті Коловий ряд похилих свердловин з центральною вертикальною свердловиною в круговому пласті
- •Коловий ряд похилих свердловин у круговому пласті
- •Багатовибійна свердловина в круговому пласті
- •Конічна галерея в круговому пласті
- •Прямолінійний ряд похилих свердовин у смугоподібному пласті
- •17.6 Приплив рідини і газу до похилої і багатовибійної свердловин у круговому гранично анізотропному пласті за нелінійним законом
- •Приплив рідини до похилої свердловини
- •Приплив рідини до багатовибійної свердловини
- •Приплив газу
- •17.7 Усталена фільтрація рідини до свердловини, довільно розміщеної в однорідному горизонтальному пласті, за законом Дарсі
- •17.8 Приплив рідини до горизонтальної свердловини в просторово анізотропному пласті за законом Дарсі
- •17.9 Інтерференція горизонтальних свердловин
- •17.10 Вплив неньютонівських властивостей нафти на фільтрацію до горизонтальної свердловини
- •17.11 Приплив до горизонтальної свердловини у деформівному тріщинуватому пласті
- •17.12 Приплив до горизонтальної свердловини в просторово анізотропному овальному і смугоподібному пластах
- •17.13 Дослідження інтерференції багатьох горизонтальних свердловин, що мають різну орієнтацію по азимуту
- •17.14 Дослідження інтерференції горизонтальних і вертикальних свердловин
- •Контрольні питання
17.10 Вплив неньютонівських властивостей нафти на фільтрацію до горизонтальної свердловини
Під час видобування нафти шляхом нагнітання агентів витіснення з температурою нижчою початкової пластової температури, зокрема холодної води, в пласті можуть утворюватися об’ємні “цілики” застійної малорухомої нафти, яка набуває неньютонівських властивостей, особливо за умови граничного насичення парафіном. Тому нижче досліджено вплив неньютонівських в’язко-пластичних властивостей нафти на її фільтрацію до горизонтальної свердловини.
Нехай у круговому горизонтальному пласті з радіусом контура живлення Rкрозміщено горизонтальну свердловину довжиноюL, радіусомrсна відстанівід покрівлі пласта, товщина якого становитьh(див. рис. 17.15). На поверхнях контура живлення пласта і стінки свердловини задано постійні пластовийpкі вибійнийpстиски. Для розв’язування задачі аналогічно застосовуємо методи фрагментів та ізотропізуючої деформації простору. Всю область фільтрації розділяємо на дві зони: зону плоского руху в горизонтальній площині від кругового контура живлення пласта до еквівалентної свердловини та зону плоского руху у вертикальній площині до горизонтальної свердловини.
Радіус еквівалентної свердловини, як показано вище, становить
(17.259)
Проводимо ізотропізуючу деформацію простору за формулами:
(17.260)
де x,y,z– просторові координати анізотропного пласта, які співпадають з головними осями тензора проникності;kх,kу,kz– коефіцієнти проникності пласта вздовж відповідних осейх,yіz;x1,y1,z1–координати ізотропного середовища;c– деяка постійна.
Визначимо коефіцієнт проникності деформованого ізотропного середовища і постійну c. Для цього розглянемо витрату в’язко-пластичної нафти за узагальненим законом Дарсі в анізотропному та ізотропному пластах. В анізотропному пласті витрата вздовж осіх, що співпадає з однією із осей анізотропії проникності,
(17.261)
де витрату записано із розрахунку на одиницю товщини пласта; p– біжучий тиск;,0– коефіцієнт пластичної в’язкості та динамічне напруження зсуву нафти;с– структурний коефіцієнт, який залежить від структури порового простору.
Аналогічно в ізотропному пласті витрата нафти
(17.262)
де kг– коефіцієнт проникності ізотропного пласта в горизонтальній площині.
Зрозуміло, що після здійснення ізотропізуючої деформації простору величини витрат повинні бути незмінними, тобто qан=qіз. Тоді, прирівнюючи вирази (17.261) і (17.262), маємо:
(17.263)
Здійснюючи перехід до перетворених координат за формулами (17.260), одержуємо:
. (17.264)
З іншої сторони записуємо швидкість фільтрації вздовж осі хтак:
(17.265)
де m– коефіцієнт пористості пласта;t– час.
Переходимо до нових координат:
(17.266)
Оскільки ліва частина рівняння (17.266) рівна швидкості фільтрації в ізотропному середовищі
(17.267)
то одержуємо:
(17.268)
Зіставляючи вирази (17.264) і (17.268), знаходимо:
(17.269)
Тоді формули (17.260) набувають вигляду:
(17.270)
де – коефіцієнт анізотропії пласта за проникністю в горизонтальній площині.
Контур свердловини в допоміжному ізотропному пласті із обчисленого кругового згідно з формулою (17.259) перетворюється в еліпс, який замінюємо еквівалентною круговою свердловиною з радіусом (див. вище)
(17.271)
Радіус контура живлення анізотропного пласта становив Rk, а як ізобара контур повинен бути еліпсом. На основі розглянутого вище записуємо величину еквівалентного радіуса контура живлення ізотропного пласта:
(17.272)
Таким чином, ми прийшли до задачі припливу в’язко-пластичної нафти до еквівалентної кругової свердловини радіусом rсу круговому ізотропному пласті радіусомRкз коефіцієнтом проникностіkг. Тоді розв’язок представляється формулою:
(17.273)
де з урахуванням виразів (17.271) і (17.272) маємо:
p1– депресія тиску в першій зоні.
Розв’язок задачі у вертикальній площині на основі раніше одержаного результату (див. вище) записуємо у вигляді:
(17.274)
а відтак на основі формули (17.273) і (17.274) маємо формулу дебіту горизонтальної свердловини у круговому пласті в разі припливу в’язко-пластичної нафти:
(17.275)
де p =p1+p2=pк–pс– депресія тиску між контуром живлення пласта і контуром горизонтальної свердловини.
Якщо 0= 0, то формула (17.275) переходить у відповідну формулу для ньютонівської нафти.
Аналіз показує, що зі збільшенням 0дебітQалінійно зменшується, причому аномальні властивості нафти можуть зумовлювати зменшення дебіту горизонтальної свердловини до 50 %.