Анализ притока нефти к скважине по нелинейному закону

,

где F_c , Fe –константы Федковича.

Влияние радиуса скважины на ее производительность

Определим дебит в двух крайних случаях: по закону Дарси и по закону Краснопольского развитого нелинейного течения. Тоже самое сделаем и в случае радиально-сферического течения. Если примем радиус одной скважины r_с, а другой -r_c^/ = xr_c и, соответственно, дебиты G и G^/, а их отношение обозначим через у = G/G^/, то получим следующие формулы для вычисления предельных значений у.

Из таблицы видно, что при сохранении закона Дарси в плоско-радиальном потоке влияние радиуса скважины на дебит невелико (необходимо увеличение радиуса в 10 раз, чтобы дебит вырос на 20%). Если же фильтрация нелинейна, то влияние r_c на G усиливается.

Закон фильтрации	Тип потока
плоско-радиальный	радиально-сферический
Дарси		у = х
Краснопольского

Для сферически-радиального потока дебит скважины зависит от радиуса в большей степени, особенно при нелинейном законе фильтрации. Таким образом, расширение забоя скважины способствует увеличению производительности. При торпедировании забоя, гидравлическом разрыве пласта и других способах воздействия на призабойную зону образуются и расширяются трещины, что способствует нарушению закона Дарси и, следовательно, усилению влияния радиуса скважины на приток к ней жидкости.

Физические состояния при различных условиях залежей

Влияние температуры на фазовые проницаемости нефти, газа и водыТермические методы увеличения коэффициента нефтеотдачи в последние годы получили широкое распространение. Среди этих методов преобладают закачка в пласт водяного пара, горячей воды и парогазовое воздействие.

При моделировании процессов совместной фильтрации нефти, газа и воды в пласте принимают, что их относительные фазовые проницаемости зависят только от насыщенности пористой среды жидкой (газовой) фазой и не зависят от температуры. В расчетах используются кривые относительных фазовых проницаемостей, полученных экспериментально при комнатной температуре.

Сопоставление рассчитанных коэффициентов нефтеотдачи и фактических промысловых данных показывало значительные расхождения. Поэтому были предприняты обширные аналитические и лабораторные исследования влияния температуры на относительные фазовые проницаемости нефти, газа и воды на искусственных и естественных кернах.

Температура опытов изменялась от комнатной (18-20°С) до 282°С. В результате лабораторных исследований были сделаны следующие выводы.

1. С ростом температуры увеличивается водонасыщенность (в %) пористой среды и уменьшается остаточная нефтенасыщенность (1- известняк, 2 – песчаник БАНДЕРА, 3 – песчаник БАРЕА).

2. С ростом температуры уменьшается абсолютная проницаемость породы для воды, не изменяется абсолютная проницаемость для нефти и газа.

3. С ростом температуры значительно увеличивается относительная фазовая проницаемость для нефти и уменьшается относительная фазовая проницаемость для воды при постоянной насыщенности пористой среды. Кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды при увеличении температуры смещаются вправо (1 – природный песок, 2 – песок Хьюстон).

4. Гистерезис между вытеснением нефти водой и капиллярным впитыванием воды уменьшается при увеличении температуры.

5. Контактный угол на границе нефть-вода—порода уменьшается при увеличении температуры, т.е. пористая среда становится более смачиваемой водой.

6. Использование в расчетах кривых относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды, полученных экспериментально при комнатной температуре, приводит к занижению коэффициента нефтеотдачи.