Интерференция скважин
Взаимодействие работающих нефтяных, газовых или водяных скважин, пробурённых с поверхности на один продуктивный пласт или на разные, но гидродинамически связанные друг с другом пласты. И. с. обусловлена тем, что нефть, газ, вода подвижны, а поры продуктивных пластов, в которых они содержатся, связаны в единую систему поровых каналов и трещин. При этом скважины одинакового назначения «мешают» друг другу, перехватывая притекающую к ним жидкость (или газ). В результате дебит каждой из нескольких работающих скважин всегда меньше дебита единичной скважины при прочих равных условиях. Этот факт обусловливает принципиальную особенность разработки месторождений жидких (газообразных) полезных ископаемых: все эксплуатационные нефтяные (газовые или водяные) скважины рассматриваются только в совокупности — в их взаимодействии в общем технологическом процессе разработки.
В случае интерференции скважин несовершенных по степени вскрытия в условиях течения по закону Дарси вначале определяется дебит совершенных скважин радиусами rс по формулам теории интерференции для притока к стокам и источникам на плоскости, а затем фильтрационное сопротивление каждой скважины увеличивается на величину коэффициентов несовершенства Сi(i=1,...,4). Если определены коэффициенты фильтрационных сопротивлений Ан и Вн , указанным выше аналитическим оценочным методом или прямым испытанием скважины путем пробных откачек при установившемся режиме, можно использовать метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений для исследования интерференции несовершенных скважин, в том числе при двухчленном законе фильтрации. Для этого двухчленный закон надо представить в виде
, 4.56
где можно рассматривать как нелинейное сопротивление, добавляемое к внутреннему сопротивлению r, определяемому конечным расстоянием между скважинами в батарее.
Например, в схеме фильтрационных сопротивлений для условий линейного закона фильтрации, внутренние сопротивления r следует заменить суммой , где для каждой скважины. Дальнейший расчет ведется, как и ранее, при помощи законов Ома и Кирхгофа, но система уравнений получается уже не линейной, а содержащей квадратные уравнения, что приводит к усложнению вычислений.
10. Объемный газовый фактор – отношение объемного газового дебита, приведенного к давлению в 1 ат, к объемному дебиту жидкого компонента, приведенному к тем же условиям.
11. Объемный коэффициент нефтиb(р) характеризует изменение объема нефти вследствие изменений давления и количества растворенного газа. Величина b(р) есть отношение удельных объемов нефти в пластовых и атмосферных условиях.
Согласно данному определению .
Заменяя в формуле (5.18) отношение функцией Y(s) получим:
,
12.Сущность моделирования процессов фильтрации флюидов в пластах заключается в определении количественной связи между дебитами и давлениями на забоях скважин и определенных контурах, скоростей и сроков перемещения отдельных частиц пластовой жидкости в зависимости от формы залежи, параметров пласта, вязкости флюидов, числа и расположения скважин.
При решении фильтрационных задач можно выделить прямые и обратные задачи.
13.Прямые задачи – задачи, в которых свойства пласта и жидкостей, а также «начальные и граничные» условия считаются известными.
Прямые активные задачи – задачи определения полей давлений, нефтенасыщенности и водонасыщенности в нефтяном пласте – объекте разработки с системой скважин. Знание этих полей позволяет рассчитывать технологические показатели работы нефтяных и нагнетательных скважин.
Прямые пассивные задачи – определение конфигурации подвижной границы нефтяной зоны и скорости ее продвижения с целью установления сроков прорыва вытесняющего флюида в скважины и вычисления текущего коэффициента нефтеотдачи.
В одножидкостной модели определение подвижной границы сводится к прослеживанию линии отмеченных частиц в однородной жидкости. Для решения задачи оценки скорости продвижения контура нефтеносности используются поле пластовых давлений, поле проницаемости, текущее положение контура водо-нефтяного контакта. Скорость оценивается картой линий тока. Сгущение изолиний на картах равных значений пластового давления (карты изобар) может быть вызвано двумя причинами: ухудшением проницаемости и увеличением скорости отбора жидкости скважинами. Эти два фактора можно разделить, если учесть продуктивность скважины: высокая продуктивность связана с хорошей проницаемостью пласта. По наборам карт изобар могут быть определены параметры гидропроводности и проницаемости.
Дата добавления: 2017-01-08; просмотров: 2664;