3. Методичка ГС - практика (1) (1). Задача 1 Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула

• Название: Задача 1 Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула
• Дата: 25.11.2022
• Размер: 0.62 Mb.
• Имя файла: 3. Методичка ГС - практика (1) (1).docx
• Тип: Задача; #812751
• страница: 4 из 10

3.1 Расчёт предельной безводной депрессии скважины с горизонтальным окончанием

Задача 3.1

Как показывают анализы расчетов, предельные безводные дебиты для однородных пластов малы и практически не приемлемы. Большой практический и теоретический интерес представляют задачи продвижения границ раздела нефть – вода к забою скважины (нестабильный конус воды). Этой проблеме посвящен ряд работ как отечественных, так и зарубежных исследователей. Известны работы акад. П.Я. Полубариновой–Кочиной, под руководством которой в институте механики АН СССР проведена серия экспериментальных работ на щелевых моделях по изучению плоского движения в пористых средах, в том числе и опыты по продвижению конуса воды в однородном пласте (рис. 3.1).



Рисунок 3.1 - Схема притока к горизонтальному стволу скважины в бесконечном пласте по протяженности вдоль оси z, расположенной симметрично между двумя проницаемыми вертикальными плосткостями, обусловленного вытеснением нефти подошвенной водой (плосткость у=0 является кровлей нефтяной залежи). Схема притока к горизонтальному стволу скважины, обусловленного вытеснением нефти газом (плосткость у=h) является подошвенной нефтегазовой залежи.
Для данных геолого-физических условий пласта, представленных в таблице 3.1 рассчитать предельную депрессию конусообразования.
Таблица 3.1 - Характеристика скважины и пластовой системы

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Нефтенасыщенная толщина	b	м	4,6
Проницаемость по горизонтали	kh	м2	270·10-15
Проницаемость по вертикали	kv	м2	100·10-15
Вязкость нефти	μн	Па·с	0,00098

Продолжение таблицы 3.1

Радиус горизонтального участка скважины	rc	м	0,1
Радиус контура питания	Rk	м	250
Плотность нефти	ρн	кг/м3	742
Плотность воды	ρв	кг/м3	992
Мощность пласта	h	м	18,9

Задача решается следующим порядком:

1. Определим коэффициент анизотропии пласт:

(3.1)

где k_h – горизонтальная составляющая проницаемости пласта, ; k_v – вертикальная составляющая проницаемости пласта,



2. Определим безразмерные параметры ρ₀ и ħ:

(3.2)

где R – радиус контура питания скважины, м; h – мощность пласта, м.



(3.3)

где b – нефтенасыщенная толщина пласта, м.



3. По таблице 3.2 определяем безразмерный дебит:

q (ρ₀; ħ) = q (8; 0,243) = 0,14

4. Определим безразмерную ординату вершины водяного конуса:

ξ₀ (ρ₀; ħ) = ξ₀ (8; 0,243) = 0,64

5. Определим высоту водяного конуса:

y₀ = (1- ξ0)·h

y₀ = (1-0,64)·18,9=6,8 м

6. Определим дебит скважины:

(3.4)

где k – горизонтальная составляющая проницаемости, h – мощность пласта, м; g – ускорение свободного падения, м/ ; △ρ – разность плотностей воды и нефти, кг/ ; µ - динамическая вязкость нефти, Па·с

△ρ = ρв –ρн = 992 – 742 = 250 кг/



Таблица 3.2 - Результаты определения предельных безводных дебитов

1	2	3	4	5	6	7	8	9
0,2	1,0	0,455	0,450	1,233	0,6	0,585	0,175	2,371
0,3		0,475	0,500	1,050		0,625	0,190	1,973
0,4		0,540	0,545	0,844		0,630	0,240	1,541
0,5		0,610	0,574	0,679		0,685	0,300	1,050
0,6		0,710	0,580	0,500		0,735	0,370	0,716
0,7		0,820	0,590	0,305		0,840	0,3755	0,426
0,20	0,9	0,470	0,390	1,358	0,5	0,690	0,095	3,263
0,3		0,500	0,425	1,176		0,700	0,125	2,400
0,4		0,550	0,460	0,978		0,715	0,175	1,685
0,5		0,620	0,510	0,745		0,730	0,240	1,125
0,6		0,715	0,525	0,542		0,750	0,310	0,806
0,7		0,825	0,535	0,327		0,845	0,315	0,492
0,20	0,8	0,510	0,320	1,531	0,4	0,785	0,025	8,600
0,3		0,525	0,350	1,357		0,800	0,040	5,600
0,4		0,575	0,380	1,118		0,805	0,100	1,950
0,5		0,640	0,440	0,818		0,810	0,165	1,151
0,6		0,720	0,480	0,583		0,815	0,245	0,755
0,7		0,830	0,490	0,346		0,850	0,260	0,576
0,2	0,7	0,550	0,240	1,875	0,3	0,825	0,005	35,00
0,3		0,570	0,275	1,563		0,830	0,010	17,00
0,4		0,600	0,315	1,269		0,900	0,015	6,666
0,5		0,680	0,375	0,583		0,910	0,075	1,200
0,6		0,725	0,425	0,647		0,915	0,175	0,485
0,7		0,835	0,430	0,383		0,920	0,200	0,400

7. Определим предельный безводный дебит:

(3.5)



8. Определим значение функции Ψ(ρ₀; ħ):



9. Определим фильтрационное сопротивление:

(3.6)

где ħ - безразмерная мощность пласта; R_к– радиус контура питания скважины, м; r – радиус скважины, м; Ψ – безразмерная функция.



10. Определим дополнительное фильтрационное сопротивление:



11. Определим безразмерную депрессию:

(3.7)

где ε₀ - фильтрационное сопротивление, △ε - дополнительное фильтрационное сопротивление.



12. Определим предельную депрессию:

(3.8)