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: 6 из 10

5.1 Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием на установившихся режимах (по методике Евченко В.С.).
Задача 5.1

Метод исследования скважин при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов) предназначен для определения коэффициента продуктивности скважины и условий фильтрации жидкости в пласте.

В основу обработки прямолинейных индикаторных линий горизонтальных скважин, несовершенных по степени вскрытия, положена упрощенная формула В.С. Евченко:

(5.1)

(5.2)

, (5.3)

где q_г – дебит горизонтальной скважины, К_г - проницаемость пласта; St_г – скин-фактор горизонтальной скважины; R_к – условный радиус контура питания; b – положение горизонтального ствола относительно толщины пласта.

Для перфорированной обсадной колонны:

(5.4)

(5.5)

где l_o – длина перфорированного канала радиуса r_o; m - число каналов на погонный метр;  - коэффициент анизотропии пласта; Sd – фильтрационное сопротивление по характеру вскрытия.

Задается радиус условного контура питания R_к и вычисляется гидропроводность пласта:

(5.6)

По известной вскрытой эффективной толщине пласта h_эф и вязкости нефти , определяется проницаемость К_г.

Результаты гидродинамических исследований при установившихся режимах фильтрации приведены в таблице 5.1.

Для данных геолого-физических условий пласта, представленных в таблице 5.2 рассчитать коэффициент продуктивности скважины и условия фильтрации жидкости в пласте.

Таблица 5.1 – Результаты гидродинамических исследований

Q, м3/сут	Pпл, МПа	Рзаб, МПа
0	17,5	0,0
100	17,5	15,9
150	17,5	15,1
200	17,5	14,3
250	17,5	13,4
300	17,5	12,6
350	17,5	11,8
450	17,5	10,2
500	17,5	9,4
550	17,5	8,6
600	17,5	7,8

Таблица 5.2 - Характеристика скважины и пластовой системы

Наименование параметра	Условное обозначение	Единицы измерения (СИ)	Значение
Нефтенасыщенная толщина	h	м	6
Проницаемость по горизонтали,	kh	м2	443·10-15
Проницаемость по вертикали,	kv	м2	48·10-15
Вязкость нефти	μн	мПа·с	1,12
Положение относительно толщины пласта	b	м	4
Число каналов на погонный метр	m		20
Длина перфорированного канала	lo	м	0,3
Радиус перфорированного канала	ro	м	0,005
Радиус горизонтального участка скважины	rc	м	0,114
Радиус контура питания	Rk	м	400
Длина горизонтального участка	L	м	200
Объемный коэффициент нефти	B0	д.ед	1,2

Задача решается следующим порядком:

1. По результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах построим индикаторную линию и определим коэффициент продуктивности:


2. Определим фильтрационное сопротивление по характеру вскрытия по формуле 5.5:





3. Определим приведенный радиус скважины для перфорированной колонны по формуле 5.4:



4. Определим скин-фактор горизонтальной скважины относительно параметра bпо формуле 5.3:



5. Определим гидропроводность пласта по формуле 5.6:



6. Определяем коэффициент проницаемости:


5.2 Задача для самостоятельного решения
Задача 5.2

Для данных геолого-физических условий пласта, представленных в таблице 5.3 рассчитать коэффициент продуктивности скважины и условия фильтрации жидкости в пласте. Результаты гидродинамических исследований при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов) приведены в таблице 5.1.

Для всех вариантов принять объемный коэффициент нефти B₀ = 1,2, радиус контура питанияR_к = 400 м, радиус горизонтального участка скважины r_c= 0,014 м, число каналов на погонный метр m=20.


Таблица 5.3 - Характеристика скважины и пластовой системы

Вариант	h, м	Kh·10-15, м2	Кv·10-15, м2	μн, мПа∙с	L, м	r, м	lo,м	b, м
1	6,1	445	47	1,12	205	0,0045	0,3	4,1
2	6,2	449	51	1,16	215	0,005	0,32	4,2
3	6,3	453	55	1,16	220	0,0055	0,34	4,3
4	6,4	457	59	1,16	225	0,005	0,36	4,4
5	6,5	461	63	0,98	230	0,0045	0,28	4,5
6	6,6	465	67	0,98	225	0,005	0,26	4,6
7	6,7	469	52	0,98	220	0,0055	0,32	4,7
8	6,8	453	47	0,51	215	0,005	0,34	4,8
9	6,9	395	28	0,41	210	0,0047	0,36	4,9
10	7	411	47	0,41	205	0,0049	0,3	5

6.1 Расчет сетки горизонтальных скважин и сравнение эффективность их работы с вертикальными
Задача 6.1

Принципиальное отличие определения общего дебита нефтяной площади при применении горизонтальных скважин по сравнению с применением вертикальных скважин заключается в определении внутренних фильтрационных сопротивлений рядов скважин в соответствии с расчетной схемой эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова.

На рисунке 6.1 изображены схемы размещения вертикальных скважин. На рисунке 6.1 а однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную. На рисунке 6.1 b однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет две вертикальные. Рисунок 6.1 с аналогичен рисунку 6.1 b, но вдвое сокращено число нагнетательных вертикальных скважин. На рисунок 6.1d площадная добывающая горизонтальная скважина заменяет полторы добывающие скважины.



Рисунок 6.1 – Схемы размещения вертикальных скважин: а - пятирядная;b - трехрядная; с - однорядная;d - площадная 5-точечная; е - площадная обращенная 9-точечная; 1 - вертикальная добывающая скважина;2 - вертикальная нагнетательная скважина
На рисунке 6.2 изображены схемы размещения горизонтальных скважин: однорядная горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную скважину (рисунок 6.2 а) и однорядная горизонтальная скважина заменяет две вертикальные скважины (рисунок 6.2 b), площадь на скважину увеличена вдвое.

Так, при применении вертикальных скважин внутреннее фильтрационное сопротивление ряда определяется по следующей формуле:

(6.1)


Рисунок 6.2 – Схемы размещения горизонтальных скважин
При применении горизонтальных скважин - по следующей формуле:

(6.2)

где n - число скважин рассматриваемого ряда;- - гидропроводность нефтяного пласта; h - эффективная толщина этого пласта; 2σ - расстояние между соседними скважинами ряда; r_с - радиус скважины; l - горизонтальная длина горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта.

Обычно у нефтяных пластов определяют две толщины: общую и эффективную; причем общая бывает заметно или значительно больше эффективной, поскольку общая, кроме эффективной, включает в себя неэффективную толщину.

Обозначим число проницаемых нефтяных слоев у рассматриваемого нефтяного пласта через n_сл, общую толщину нефтяного пласта через h_об, эффективную толщину нефтяного пласта h, эффективную толщину отдельного слоя пласта, общую горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта l_г, получим горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах отдельного нефтяного слоя:

(6.3)

С учетом всего этого при многослойном нефтяном пласте внутреннее фильтрационное сопротивление ряда горизонтальных скважин имеет вид:

(6.4)

При этом формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных нагнетательных и добывающих рядов вертикальных скважин будет:

(6.5)

где n_н - число нагнетательных скважин; n - число добывающих скважин; 2σ_н - расстояние между соседними скважинами в нагнетательном ряду; 2σ - расстояние между соседними скважинами в добывающем ряду; L - расстояние между нагне­тательными и добывающими рядами.

Формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных рядов нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин имеет вид:

(6.6)

Пусть гидропроводность пласта равна = 1, рассмотрим вариант, когда эффективная общая и толщина этого пласта равны h = 10 м и h_общ = 20 м. Радиус скважины равен r_с = 0,1 м. Разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин Рсн – Рсэ = 0,1 МПа. Рассмотрим сетку скважин с 2σ_н = 2σ = L = 150 м. 2σн – расстояние между рядами нагнетательных скважин, 2σ – расстояние между рядами добывающих скважин, L – расстояние между рядом добывающих и нагнетательных скважин. Общее число нагнетательных скважин n_н= 50 и общее число добывающих скважин n = 110. Общая горизонтальная длина ГС l_г = 300 м.

Задача решается следующим порядком:

1. Сначала определим общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных скважин.

Найдем фильтрационные сопротивления:





Па⋅с/м³

2. Найдем общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных скважин:



3. Определим общий дебит нефтяной площади для варианта горизонтальных скважин.

Найдем фильтрационные сопротивления:


4. Найдем общий дебит нефтяной площади нефтяной площади для варианта горизонтальных скважин:

м³/сут

Как видно, на рассматриваемой нефтяной площади при прочих равных условиях применение горизонтальных скважин вместо вертикальных скважин приводит к увеличению общего дебита в 3 раза.