- •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)
Неоднородностью
Коэффициенты пьезопроводности находятся по отрезку, отсекаемому экстраполированными прямыми на оси:
. (10.5.10)
Приведенный радиус определяется по формуле:
, (10.5.11)
где
; (10.5.12)
С0 – добавочное фильтрационное сопротивление, обусловленное перфорацией колонны;
– функция сопротивления при неустановившемся притоке.
Так как при t=t0 имеем r=Rc и æ1=æ2, то из (10.5.10) с учетом (10.5.9) следует
. (10.5.13)
Тогда формулы (10.5.6) и (10.5.7) принимают вид:
. (10.5.14)
. (10.5.15)
10.5.2. Пласт ограниченный. Для прискважинной зоны справедливо уравнение притока:
, (10.5.16)
где по И.А. Чарному [22]
; (10.5.17)
по Г.И. Баренблатту [43]
. (10.5.18)
Внешнюю зону (см. рис. 10.2) будем считать неограниченной, тогда с учетом (10.5.16) можно записать соотношение:
,
откуда следует
. (10.5.19)
Производя ряд преобразований и решая (10.5.19) относительно R0, получаем
(10.5.20)
или
. (10.5.21)
Другой вид формул:
(10.5.22)
или
, (10.5.23)
где
. (10.5.24)
Из уравнений (10.5.21) и (10.5.23) имеем
. (10.5.25)
Уравнения (10.5.20)-(10.5.23) относительно являются трансцендентными. Поэтому для нахождения поступим следующим образом. Прологарифмировав уравнение (10.5.21), получаем:
. (10.5.26)
Из (10.5.16) находим
. (10.5.27)
Внося (10.5.23) в (10.5.26) с учетом (10.5.27), получаем окончательно выражение для кольцевой зоны.
(10.5.28)
Производя аналогичные операции с уравнением (10.5.23), получаем
(10.5.29)
10.6. Интерпретация кольцевой неоднородности пласта и скин-эффект в условиях плоско-радиального потока
В предыдущем параграфе рассмотрена кольцевая неоднородность пласта, вызванная повреждением пласта и ухудшением проницаемости прискважинной зоны в процессе бурения скважины, а также дана интерпретация результатов исследования КВД без учета притока после закрытия скважины. Разработана методика определения радиуса кольцевой неоднородности при фильтрации жидкости к несовершенной скважине в ограниченном и неограниченном пласте.
Было установлено, что во многих случаях ухудшение проницаемости в приствольной кольцевой зоне (см. рис.10.2) обусловлено вскрытием пласта в процессе бурения и освоения скважин, когда имеет место инфильтрация глинистого раствора в пласт, присутствие дисперсных частиц глины, частиц цемента, высокая газонасыщенность и др., закупорка пор (кальмотаж), что в конечном счете приводит к разрушению прискважинной зоны пласта. Такое явление впервые Херстом и Ван Эвердингеном было названо как "скин-эффект". Количественное его выражение, которое используется при определении депрессии, затрачиваемой на преодоление скин-эффекта, названо Ван Эвердингеном скин-фактором S.
Тогда имеем
. (10.6.1)
С учетом скин-эффекта давление на забое после пуска совершенной скважины в работу определится уравнением
, (10.6.2)
где
æ2 – коэффициент пьезопроводности в внешней зоне П (см. рис.10.2).
Следует заметить, что термин "скин-эффект" в отечественгной литературе не принят. Термин "скин-эффект" по В.Н.Щелкачеву, например, идентичен термину "скин-фактор". В последствии под термином "скин-эффект" стали понимать вообще изменение проницаемости в кольцевой зоне радиуса R0 (см.рис. 10.2), которую авторы назвали "скин-зона". Ван Эвердинген и В.Н.Щелкачев получили формулу для определения скин-фактора S в зависимости от отношения проницаемостей К1 и К2 кольцевой и внешней зон и радиуса R0 скин-зоны
S= (10.6.3)
Из формулы следует, если К1<К2, то значение S положительное; если К<К1, что может быть за счет кислотных и термических обработок, а также за счет ГРП, то значение S становится отрицательным и достигает величины до S=-5. При К1=К2 значение S=0. Хоукинс установил, что величина S меньше (-6) полдучалась очень редко, а S=-6 в основном соответствовало ГРП, что указывало на его эффективность как метода воздействия на ПЗП.
Херст, обработав результаты исследования скважин, обнаружил, что во многих случаях величинга S оказывалась большой и положительной. Это явно указывало на ухудшенную проницаемость ПЗП. В некоторых случаях на долю скин-эффекта приходилось более 80% от общего перепада давления в пласте.
Для определения скин-эффекта по формуле (10.6.3) параметры К1, К2 и R0 определяются из соотношений, приведенных в § 10.5.