- •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)
Пласта æ* при фиксированной глубине l0 пулевого канала (см)
Рис. 9.16. Зависимость плотности перфорации m от глубины пефорационного
Канала при фиксированном значении анизотропии пласта æ*
На рис. 9.17 представлены зависимости С0=f(l0,m,æ*), рассчитанные по формуле (9.5.6), из которых видно, что при увеличении глубины пулевого канала l0 и уменьшении анизотропии пласта æ* добавочные фильтрацион ные сопротивления C0 уменьшаются и при определенных условиях могут оказаться отрицательными, вследствие чего дебит скважины пвышается.
При большом количестве отверстий теоретически (т ) значение C0 будет определяться отрицательной величиной второго слагаемого в формуле (9.5.6). Таким образом, выбор оптимальной плотности перфорации будет определяться степенью увеличения дебита скважины за счет глубины перфорационных каналов с учетом прочностных характеристик колонны.
Рис.9.17.(а, б, в, г). Зависимость добавочных фильтрационных сопротивлений С0=f(m, l0, æ), обусловленных перфорацией колонны при фиксированных значениях глубины канала l0: 1 — l0 = 0,05; 2 — l0 = 0,10; 3 — l0 = 0,15; 4 — l0 = 0,30; 5 — l0 = 0,35; 6 — l0 = 0,50; 7 — l0 = 1,0 м и плотности перфорации т отв. /пог. м: а — 6; б — 8; в — 10;.
10. Интерпретация результатов исследования гидродинамически несовершенных скважин при нестационарной фильтрации
10.1. Общая характеристика прискважинной зоны пласта
В нефтепромысловой практике важной задачей является достоверная информация о состоянии как призабойной, так и удаленной зон пласта в процессе эксплуатации нефтяных или газовых залежей. Эта достоверность зависит как от способа испытания скважин, так и от метода интерпретации результатов гидродинамических исследований, учитывающих или не учитывающих те или иные геологопромысловые факторы. При определении параметров по кривым восстановления давления (КВД) обычно используется асимптотически прямолинейный участок кривых преобразованных зависимостей давления от времени. На этом участке уже не сказывается несовершенство скважины, приток в скважину после ее остановки и влияние внешних границ пласта. Следовательно, определенные параметры пласта в этих условиях не будут характеризовать состояние призабойной зоны, а дадут лишь усредненные характеристики удаленной зоны от скважины. Однако и промежуточный участок может быть искажен, например, влиянием длительного перетока жидкости в основной продуктивный пласт из смежных малопроницаемых прослоев или из блоков в трещины в трещиновато-пористых коллекторах. Искажение асимптотических участков КВД может быть вызвано также влиянием деформации поверхности раздела двух жидкостей (наличие конусов воды и газа). В связи с этим для оценки параметров пласта вблизи скважины необходимо использовать начальные участки КВД, на вид которых существенно влияет приток в скважину после ее остановки.
На точность определения параметров пласта (коэффициентов гидропроводности) в призабойной зоне значительное влияние окажет учет несовершенства скважины при обработке начальных участков КВД. Это обстоятельство практически подтверждается работами [46, 47, 48]. Например, в работе [46] представлены эталонные кривые (КВД) для определения параметров пласта с учетом относительного вскрытия и установления факта наличия зоны пониженной или повышенной проницаемости вблизи скважины. В работе [48] приведены данные, свидетельствующие о том, что при испытании нефтегазонасыщенных интервалов по скважинам нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири в открытом стволе и обсаженных скважинах параметры (пластовое давление, коэффициенты продуктивности и подвижности) в первом случае оказались выше. Очевидно, основной причиной этого является загрязнение призабойной зоны. Однако неучет несовершенства скважин также может повлиять на точность определения параметров пласта. Например, если при обработке КВД не учтены дополнительные фильтрационные сопротивления за счет относительного вскрытия и перфорации, то коэффициент гидропроводности (Kh/m) может оказаться заниженным.
Результаты работы [48] еще раз подтверждают тот факт, что при бурении и освоении скважин возможно образование в окрестности скважины области с пониженной проницаемостью, о чем свидетельствует характер преобразованных КВД с двумя асимптотически прямолинейными участками. Достоверность приведенных данных обусловлена тем, что испытания были проведены по 22 скважинам полным циклом с записью кривых притока КВД при закрытии скважин на забое.
Влиянию неоднородности пласта на параметры, определяемые по кривым нарастания и стабилизации пластового давления, посвящены и более ранние работы [49-54]. Интересные результаты получены авторами работы [53], проводившими исследования на электроинтеграторе по определению параметров пласта при непрерывном изменении проницаемости по площади на гипотетической залежи. В результате обработки КВД установлено, что при непрерывном увеличении или уменьшении проницаемости от забоя к контуру пласта, а также при постоянной проницаемости, полученная расчетная проницаемость в основном характеризует призабойную зону. Кривая стабилизации по сравнению с КВД в случае непрерывного изменения проницаемости от скважины к контуру пласта дает более правильные результаты, т. е. начальные участки этих кривых характеризуют проницаемость призабойной зоны, а конечные участки – проницаемость более отдаленной зоны.
В случае, когда параметры пласта (K, т) зависят от давления, искаженным оказывается не только промежуточный асимптотический участок (отсутствие прямой линии), но и начальный участок. Это явление может наблюдаться в процессе восстановления в пластах, особенно активно проявляясь в трещиновато-пористых коллекторах. Как известно, снижение начального пластового давления увеличивает давление горных пород на скелет пласта, уменьшая его пористость и проницаемость. Обратный процесс сопровождается остаточной деформацией, т. е. пористость полностью не восстанавливается, однако ведет к некоторому увеличению размеров пор. Очевидно, наибольшие изменения пористости и проницаемости происходят там, где имеет место наибольшее изменение пластового давления, т. е. в призабойной зоне. Вообще говоря, изменение проницаемости в зависимости от изменения давления невелики. Однако в определенных условиях [62] после закрытия скважины в процессе восстановления пластового давления наблюдается увеличение проницаемости призабойной зоны, т. е. увеличение вскрытой эффективной толщины пласта b, и, как следствие, уменьшение фильтрационного сопротивления С1 и возрастание приведенного радиуса скважины rспр. С другой стороны, как это установлено опытным путем [55], с уменьшением депрессии сокращается эффективная толщина, через которую происходит фильтрация жидкости, т. е. приведенный радиус rспр уменьшается. Поэтому в процессе снятия КВД в зависимости от преобладания указанных двух факторов значение rспр может возрастать, уменьшаться или оставаться прежним, т. е. проницаемость призабойной зоны может улучшаться, ухудшаться или оставаться неизменной соответственно.
Теоретически показано [46], что при увеличении rспр в процессе исследования скважин параметры пласта должны быть выше действительных (начальных), а при уменьшении rспр – ниже. Практически гидропроводность в процессе восстановления давления, исключая небольшую прискважинную зону, остается постоянной и определяется угловым коэффициентом b асимптотической прямой в преобразованных координатах. Коэффициент пьезопроводности æ связан с отрезком a, отсекаемым прямой на оси ординат. Но поскольку приведенный радиус rспр можно трактовать как радиус некоторой фиктивной (условной) зоны ухудшенной или улучшенной проницаемости, обусловленной несовершенством скважины и изменением проницаемости призабойной зоны по разным причинам, то значение величины пьезопроводности æ, определенное с учетом rспр и тем более по промежуточному прямолинейному участку на КВД, что характерно для обработки кривых без учета притока, следует отнести к удаленной зоне пласта.
Более близкие к истинным значениям параметров пласта призабойной зоны, очевидно возможно определить при резком изменении проницаемости в окрестности скважины, что выразится наличием двух асимптотически прямолинейных участков КВД, или при исследовании совершенной скважины в однородном пласте. Большой гарантией точности при этом будет снятие КВД на забое скважины или аккуратная обработка результатов исследования с учетом притока пластовой жидкости в скважину после ее закрытия на устье.