Файл: Методические указания По дисциплине Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ для бакалавров направления 131000. 62 Нефтегазовое дело для всех форм обучения.doc

(4.5)

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

(4.6)

Формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных рядов нагнетательных вертикальных скважин и добывающих горизонтальных скважин

(4.7)

По приведенным формулам сделаем расчеты.

Решение. Пусть гидропроводность пласта равна = 1, рассмотрим варианты когда эффективная общая и толщины этого пласта равны h = 5, 10, 14,2 м и h_общ = 10, 20, 22,6 м. Радиус скважины равен r_с = 0,1 м. Разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважинР_сн – Р_сэ = 0,1 МПа. Рассмотрим разные сетки скважин 2σ_н = 2σ =L= 150, 300, 450, 500, 600 м. 2σ_н – расстояние между рядами нагнетательных скважин, 2σ – расстояние между рядами добывающих скважин, L – расстояние между рядом добывающих и нагнетательных скважин Общее число нагнетательных скважинn_н= 50 и общее число добывающих скважин n = 110. Общая горизонтальная длина горизонтальной скважины l_г = 300 м.

Сначала определим общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных скважин. h = 10, h_общ = 20, 2σ_н = 2σ =L= 150

Фильтрационные сопротивления

---

Общий дебит нефтяной площади

м³/сут

Теперь определим общий дебит нефтяной площади для варианта горизонтальных скважин. h = 10, h_общ = 20, 2σ_н = 2σ =L= 150
Фильтрационные сопротивления


Общий дебит нефтяной площади

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. Если произвести расчет для остальных показателей, то можно рассмотреть зависимость отношения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин к выбранной сетке скважин (рисунок 3).

Рассмотрим вариант, когда пласт имеет несколько проницаемых нефтяных прослоев n_сл = 2, 4, 8 для варианта h = 10, h_общ = 20, 2σ_н = 2σ =L= 150

Расчет для месторождения, которое эксплуатируется только вертикальными скважинами останется без изменений, а для месторождения, которое эксплуатируется только горизонтальными скважинами примет следующий вид.

Фильтрационные сопротивления





Рисунок 4.3 – Отношение дебитов к выбранной сетке скважин.
Общий дебит нефтяной площади

м³/сут

Рассмотрим зависимость отношения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин к выбранной сетке скважин с учетом 2, 4 и 8 проницаемых нефтяных пластов (рисунок 4)



Рисунок 4.4 – Отношения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин к выбранной сетке скважин с учетом нескольких проницаемых нефтяных пластов

---

Вывод. Проанализировав данный метод расчетов можно придти к выводу, что применение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с крупной сеткой скважин на месторождении, где есть только один нефтяной пласт гораздо предпочтительнее, чем использование вертикальных скважин. Недостатком данного метода является неправдоподобный подбор величины гидропроводности, которая принимается равной единице, что не соответствует действительности, но необходимо для получения более достоверных данных по получаемому суммарному дебиту на месторождении.

---

Контрольные вопросы.

1. Системы с внутриконтурным воздействием.

2. Расположение скважин в системах с внутриконтурным заводнением.

3. Параметр плотности сетки скважин

4. Условия применения систем с внутриконтурным заводнением

Тема 5. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием на установившихся режимах (по методике Евченко В.С.).

Гидродинамические методы исследования основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

В нефтепромысловой практике применяются несколько технологических схем исследования скважин на установившихся режимах фильтрации (см. рис. 5.1).



Первая схема (см. рис. 5.1(а)) предполагает работу скважины без остановок на режимах в сторону увеличения дебитов (прямой ход).

Вторая схема (см. рис. 5.1(б)) предполагает работу скважины без остановок на режимах в сторону уменьшения дебитов (обратный ход).

Третья схема (см. рис. 5.1(в)) предполагает работу скважин с остановками между режимами в сторону увеличения (или уменьшения) дебитов. При этом время работы скважины на режиме равно времени остановки между режимами.

Результаты исследования скважин на установившихся режимах фильтрации сводят в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

№ режима	Дата исследования	Дебит жидк.ости м3/сут	Содержание воды, %	Время работы, час	Давление, МПа				Температура, С	Глубина замера, м
					Рбуф	Рзат	Рзаб	Рпл

---

По результатам исследования скважины, приведенным в таблице 5.1, строят индикаторную диаграмму в координатах дебит  депрессия или дебит  забойное давление.

В зависимости от режима фильтрации жидкости в пласте и изменения параметров пласта и насыщающих их жидкостей от давления, а также фазовых переходов, форма индикаторных линий бывает различной (см. рис. 5.2).



Индикаторные линии типа 1, имеющие прямолинейную форму, характеризуют линейный закон фильтрации.

Индикаторные линии типа 2 (с выпуклостью к оси дебитов) при забойных давлениях выше давления насыщения нефти газом указывают на наличие зависимости параметров пласта от давления (деформируемые трещины) или на нарушение линейного закона фильтрации в результате влияния инерционных сопротивлений, а также на совместное проявление этих факторов.

Индикаторные линии типа 3, имеющие прямолинейный вид при дебитах и криволинейный при при забойных давлениях выше давления насыщения , характерны для составного закона фильтрации жидкости в пласте.

Индикаторные линии типа 4, прямолинейные при забойных давлениях выше давления насыщения и криволинейные с выпуклостью к оси дебитов при , характеризуют фильтрацию газированной жидкости в призабойной зоне пласта при работе на режимах забойных давлений ниже давления насыщения.

Индикаторные линии типа 5 характерны для слоисто-неоднородного пласта, коллекторы которого подключаются к работе только при определенных депрессиях на пласт.

Цель: Изучение метода исследования горизонтальных скважин при установившихся режимах фильтрации (или метод установившихся отборов), определения коэффициента продуктивности ГС и условий фильтрации жидкости в пласте.

Исследование скважин на стационарных режимах фильтрации

---