- •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)
С1 от относительного вскрытия пласта при параметрах ρ0 и
На величину С1 оказывает существенное влияние степень анизотропности пласта. Из сравнения графиков для разных (см. рис. 9.6) видно, что с увеличением анизотропии æ* или уменьшением параметра фильтрационные сопротивления возрастают. Это также говорит в пользу того, что в сильно анизотропных пластах с подошвенной водой выбор слишком малых величин вскрытия с целью увеличения безводного периода может оказаться неоправданным.
б) Из трансцендентного уравнения (9.2.22) при известной теперь функции C1=f( , , ), рассчитанной по формуле (9.2.10), определялись значения функции п=f( , , ). Результаты расчета затабулированы (Прил. 5 [28]) и представлены графиками (Прил. 6 [28]). Функция п меняется в широком диапазоне: от 0,0017 до 7,44 при изменении параметров , и , указанных в пункте (а). При увеличении , уменьшении и значения п уменьшаются.
в) Функция добавочного фильтрационного сопротивления C2=f( , , ) рассчитывалась по формуле (9.2.23) c учетом функции п=f( , , ). Результаты табулированы и представлены графически ([24а], Прил. 1). Зависимости C2=f( , ), при параметрах [24а] в полулогарифмических координатах оказались линейными, что дает возможность экстраполировать их в сторону <0,1 и >1. Из графиков видно, что с увеличением анизотропии пласта, т. е. с уменьшением , значения С2 для всех и увеличиваются; для малых и это увеличение происходит более интенсивно. Из представленной зависимости С2=f( , ) при параметре (рис. 9.7) видно, что функция фильтрационного сопротивления C2, обусловленная нелинейным законом фильтрации, с уменьшением параметров и изменяется в сторону увеличения более интенсивно. Установленные зависимости C1=f( , , ), и C2=f( , , ), кроме непосредственного их назначения, могут быть использованы для обоснования оптимального интервала вскрытия пласта и установления оптимального режима работы скважин, дренирующих нефтяные, нефтегазовые или газовые залежи с подошвенной водой.
Для функций равных фильтрационных сопротивлений C1=f( , , ) и C2=f( , , ) (табл. 9.2) построена номограмма (рис.9.8). Номограмма окажется полезной для определения предельного относительного вскрытия при котором С1=C2. Уменьшение относительного вскрытия , т. е. < , ведет к резкому увеличению добавочных фильтрационных сопротивлений С1 и C2. При > , наблюдается уменьшение С1 и C2; при этом соблюдается условие С1 < C2, т. е. влияние нелинейного сопротивления становится менее значительным. Отсюда вытекает вывод, что оптимальные относительные вскрытия находятся в области > , для которых и следует рассчитывать предельные безводные дебиты.
Рис.9.7. .Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления С2, обусловленного нелинейным законом движения газа, от относительного вскрытия пласта при параметрах ρ0 и
Проанализируем изменение С2 и С1 в зависимости от вскрытия пласта . Примем исходные параметры: =0,1; =500. По номограмме (см. рис. 9.8) для заданных параметров находим предельное относительное вскрытие =0,20, которому соответствует С1=C2=20. При =0,1 из таблицы и графиков [24а] находим: С1=52,38; С2=95,077. Как видим, фильтрационные сопротивления резко возрастают. При =0,5 имеем: С1=6,072; С2=2,964. Следовательно, оптимальные вскрытия, обеспечивающие наименьшие добавочные сопротивления, будут находиться в области >0,20.
Таблица 9.2
Функции равных фильтрационных сопротивлений С1( , , ) и С2( , , ); С=С1=С2
|
0,1 |
0,5 |
1,0 |
|||
|
|
С |
|
С |
|
С |
10 20 50 100 300 500 1000 |
0,58 0,47 0,34 0,29 0,26 0,20 0,19 |
1,60 3,15 7,00 10,50 16,00 20,00 25,50 |
0,65 0,51 0,38 0,30 0,24 0,21 0,20 |
0,80 2,10 5,00 8,70 13,40 17,20 22,00 |
0,76 0,60 0,40 0,34 0,26 0,23 0,20 |
0,20 1,00 3,80 6,00 12,00 15,00 21,00 |
Проиллюстрируем использование таблиц и графиков на конкретном примере. Известно: =1/æ*=1; =0,1; =100. Из таблицы [24a] находим С1 21,86 и C2 59,26. Для сравнения расчет произведен также по упрощенным формулам Г.А. Зотова [9, 41] для однородного пласта ( =1). Получено C1 18.5 и С2 99. Как видим, значения С1 близки, а значения С2 существенно отличаются. Отличие, очевидно, объясняется тем, что мы учитываем не только относительное вскрытие и анизотропию, но и геометрию пласта. Для нашего примера функция п 0,0455 (см. §9.2.3)
Здесь мы не даем сравнения расчетов С1 с другими методами, поскольку такие сопоставления и оценка точности формулы (9.2.10) приведены в работе [40].
Рис. 9.8. Номограмма равных добавочных фильтрационных
сопротивлений С=С1 =С2