Расчет технологических показателей разработки нефтяной залежи при жестком водонапорном режиме

 

На нефтяной залежи применяется внутриконтурное заводнение при однорядной схеме расположения вертикальных скважин, когда в полосе между двумя нагнетательными рядами (1 и 1^′) находится один добывающий 2 (Рис.1).

 

 

Рис.1

Определить:

Как изменится суммарный дебит ряда добывающих скважин если применить другую систему разработки, при которой добывающий ряд будет состоять из

одной вертикальной скважины и одной горизонтальной с длиной горизонтального ствола l_гс?

 

Рекомендуется использовать размерности физических величин в единой международной системе единиц [СИ]. Краткое изложение метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений изложено в справочном файле.

 

 

Решение

 

При решении данной задачи рекомендуется использовать метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений (метод Борисова), основанный на принципе электрогидродинамической аналогии (ЭГДА).

Согласно этому принципу, линейный закон фильтрации жидкости в пористой среде (закон Дарси) рассматривается с точки зрения аналогии с законом движения электрического тока в проводнике (закон Ома). При этом, движущей силе (перепаду давления), вызывающей движение жидкости в нефтяном пласте, ставится в соответствие движущая сила, вызывающая движение электрического тока в проводнике (разность напряжений). Соответственно, расходу или дебиту жидкости (объемной скорости фильтрации) ставится в соответствие скорость движения электрического тока (сила тока). В результате по аналогии с электрическим сопротивлением вводится понятие фильтрационного сопротивления.

Этот принцип позволяет представить общее фильтрационное сопротивление реального течения жидкости в пористой среде в виде суммы внешнего фильтрационного сопротивления возникающего при движении нефти между контурами (плоскопараллельная или плоскорадиальная фильтрация), на которых расположены нагнетательные и добывающие скважины и внутреннего фильтрационного сопротивления, возникающего при плоскорадиальной фильтрации жидкости в прискважинной зоне. С помощью ЭГДА можно представить фильтрационную схему рассматриваемого участка месторождения для фильтрации нефти эквивалентной ей электрической схемой. По аналогии с движением электрического тока, для расчета дебита составляется система уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений (последовательно или параллельно) путем обхода схемы от линии пластового давления до забоя каждой добывающей скважины.

 

 

1. Внешнее фильтрационное сопротивление при плоскопараллельной фильтрации нефти в прямоугольной области элемента пласта от линии пластового давления до линии расположения ряда добывающих скважин (1/2 учитывает, что контуры пластового давления расположены с двух сторон относительно добывающего ряда):

; (1)

2. Внутреннее фильтрационное сопротивление при плоскорадиальной фильтрации нефти в цилиндрической области в пределах контура питания одной (i- й) вертикальной добывающей скважины:

, ; (2)

3. Суммарное внутреннее фильтрационное сопротивление ряда вертикальных добывающих скважин согласно представленной эквивалентной электрической схеме (параллельное соединение) определяется из соотношений:

; ð ; (3)

 

4. Суммарный дебит ряда, состоящего из n добывающих вертикальных скважин:

 

; (4)

5. Внутреннее фильтрационное сопротивление при плоскорадиальной фильтрации нефти в цилиндрической области в пределах контура питания одной добывающей горизонтальной скважины с длиной ствола l_гс:

. (5)

6. Суммарный дебит ряда, состоящего из 1 вертикальной и 1 горизонтальной добывающих скважин:

q2=? q2/q1=?

 

 

Наименование исходных параметров	Размерность	Вариант	Вариант	Вариант	Вариант	Вариант	Вариант
Длина рассматриваемого участка месторождения L	м
Расстояние между рядами скважин l	м
Расстояния между скважинами в рядах:	м
Число нагнетательных скважин в ряду равно числу добывающих скважин по направлению к которым происходит вытеснение нефти водой nд = nн= n
Радиус добывающей скважины r с		0.1	0.1	0.1	0.1	0.1	0.19
Длина горизонтального ствола скважины lгс	м
Проницаемость пород пласта для нефти k н	м2	0.25·10-12	0.25·10-12	0.25·10-12	0.20·10-12	0.25·10-12	0.25·10-12
Коэффициент открытой пористости пород пласта m		0.23	0.23	0.23	0.23	0.23	0.23
Толщина пласта h	м
Вязкость нефти mн	мПа·с	4.5	4.5	4.0	4.5	4.5	4.5
Пластовое давление p пл	МПа
Забойное давление добывающей скважины p з	МПа
Наименование исходных параметров	Размерность	Вариант	Вариант	Вариант	Вариант	Вариант	Вариант
Длина рассматриваемого участка месторождения L	м
Расстояние между рядами скважин l	м
Расстояния между скважинами в рядах:	м
Число нагнетательных скважин в ряду равно числу добывающих скважин по направлению к которым происходит вытеснение нефти водой nд = nн= n
Радиус добывающей скважины r с		0.1	0.1	0.1	0.1
Длина горизонтального ствола скважины lгс	м
Проницаемость пород пласта для нефти k н	м2	0.25·10-12	0.25·10-12	0.25·10-12	0.25·10-12
Коэффициент открытой пористости пород пласта m		0.23	0.23	0.23	0.23
Толщина пласта h	м
Вязкость нефти mн	мПа·с	4.5	4.5	4.5	4.5
Пластовое давление p пл	МПа
Забойное давление добывающей скважины p з	МПа

 

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: