Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 [ 96 ] 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199

Истинная проницаемость трещины Ктр определяется как функция /Стр.пл и Фтр:

/Стр = /Стр.пд/Фтр = 0,0937/3,92-10-1 = 239 мкм.

Раскрытость трещины b определяется по табл. 6.1 для модели 5:

b = (18/Схр.пл /Фтр)°= (18-0,0937-10-8/ з,92-10-)°= = 6,54-10"= см.

6.2.3.3. Использование эмпирического уравнения

На основании опыта по исследованию скважин на иранских месторождениях [13] была установлена возможность использования основного закона течения APAQ + BQ для трещиноватых пластов. Константы А и В выражаются следующим ббразом:

А = 0,025 log Гдр/го, МПа/(см=/с) (6.67)

( 0,083\

5 = 0,015 " 1 + - , (6.68)

скв \ }

где Рн - в ч • с/см*; Гскв, &в - в см.

Предел линейного течения определяется при радиусе го:

г„ = 0,045 ,

где Го - в см, [i - мПа • с.

Методика расчета остается такой же: исходя из модели Бейкера, по данным исследования скважин на приток оцениваются параметры А и В и затем по уравнениям (6.67) и (6.68) рассчитывается эквивалентная величина раскрытости трещин Ьа и Ьв. Эти уравнения в принципе эквивалентны уравнениям (6.64) и (6.65) в примерах Бейкера.

Эмпирически было показано, что скин-эффект с хорошим приближением может быть рассчитан по уравнению

AP,,„„«2SQl (6.69)

Уравнение (6.69) непригодно в том случае, если расчеты производятся по данным исследования скважин, проведенного как это обычно и бывает, после стимулирующих обработок призабойной зоны. Также из промыслового опыта предполагается, что линейное падение давления AP=AQ имеет место главным образом в зоне с радиусом Го больше 10 м.

6.2.3.4. Расчет водяных и газовых конусов [19, 20, 21]

Явление конусообразования исследовалось Маскетом для пласта с пустотным пространством, образованным межзерновыми порами, в котором течение подчиняется закону Дарси.

Общие положения о формировании и развитии конусов будут справедливыми и для трещиноватого пласта, однако их необходимо уточнить в соответствии со специфическими условиями течения в трещинах. Основные уравнения остаются почти теми же самыми независимо от наличия или отсутствия мелких, ограниченно распространенных вертикальных трещин в водо- или газонасыщенной частях залежи, если в нефте- и водонасыщенной зонах или в неф-тенасыщенной зоне и в зоне газовой шапки существует непрерывная система трещин.

а. Упрощенный метод

Из опыта разработки трещиноватых пластов в Иране [17] следует, что фильтрация жидкости к скважине происходит по системе трещин и редко по одной трещине. Дебитометрирование, проведенное в открытом стволе, свидетельствует о том, что распределение трещин по стволу оказывается довольно равномерным (рис. 6.19), хотя и существуют зоны обильных (зоны 3, 4, 5, 8) и слабых притоков (зоны 1, 2, 7). Трещиноватая зона, как в открытом стволе так н в обсаженной или перфорированной скважине, будет иметь опре-

Суммарный приток, %

Рис. 6.19. Распределение притока жидкости в открытом стволе скважины по интервалам i-8.

Приток в зонах, %: t а; 2 - i; 3 - 12; 4-И; 5 - 28; 6 - 26; 7 - 4; S - 17

Рис. 6.20. Схема расположения водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов относительно ВТПЖ и НТПЖ.

Высота конусов: - газового, - водяного; н - высота залежи

Глубина, м

Рис. 6.21. Схема образования водяного конуса у подвижного ВНК.

Давления: Рдр - на контуре питания {границе зоны дренирования), Pjp - критическое, Р(,,;д - в скважине; радиусы: - зоны дренирования, гр - критический, г - скважииы

деленную продуктивную часть, ограниченную верхней и нижней границами, которым на рис, 6.20 соответствуют ВТПЖ - верхняя точка притока жидкости, НТПЖ - нижняя.

Взаимное расположение ВТПЖ и НТПЖ и их положение относительно ГНК и ВНК в трещиноватом пласте определяется интервалами hr и /ib, которые равны потенциальной высоте соответственно газового и водяного конусов.

Если допустить, что фильтрация жидкости в системе трещин аналогична фильтрации в среде с межзерновым поровым пространством, то распределение давления будет подчиняться логарифми-