Содержание к диссертации
Введение
1. Информационно-программное обеспечение задач гидродинамического моделирования нефтегазовых месторождений
1.1. Анализ особенностей гидродинамического моделирования фильтрационных процессов в пласте с применением систем моделирования компании Roxar Software Solutions
1.2. Алгоритмы расчета параметров, характеризующие физические свойства нефти, газа и породы пакета ModelingSED 21
1.3. Алгоритм расчета основных технологических показателей разработки нефтегазовых месторождений пакета ModelingSED..
1.4. Описание программного продукта ModelingSED и анализ полученных результатов
1.4.1. Подпрограмма «Физические свойства нефти, газа и породы» 44
1.4.2. Подпрограмма «Разработка нефтяных месторождений» 55
Выводы по разделу 69
2. Методики расчета параметров совместного притока жидкостей к несовершенным скважинам
2.1. Краткий обзор и критический анализ работ в областисовместного притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам
2.2. Методы исследования совместного притока двух жидкостей к несовершенным скважинам
2.3. Алгоритмизация и моделирование процесса совместного установившегося притока нефти и подошвенной воды к несовершенной скважине в пакете MAP
2.4. Алгоритм совместного нестационарного притока нефти и газа (воды) к несовершенной скважине в пакете MAP
2.5. Алгоритмизация и численное моделирование фильтрационного сопротивления при установившемся притоке жидкости к несовершенной скважине при линейном законе фильтрации в пакете MAP
2.6. Алгоритмизация задачи по расчету фильтрационного сопротивления при стационарном притоке газа к несовершенной скважине при нелинейном законе фильтрации в пакете MAP 111
2.7. Алгоритмизация и численное моделирование величины фильтрационного сопротивления при нестационарном притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине в пакете MAP 123
Выводы по разделу 129
3. Моделирование процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам
3.1. Методы ограничения подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам
3.2. Алгоритмизация задачи ограничения притоков подошвенной воды, дренирующей водонефтяную зону нефтегазовой залежи в пакете MAP
3.3. Алгоритм задачи ограничения прорыва подошвенной воды и верхнего газа созданием жесткого непроницаемого экрана в пакете MAP
Выводы по разделу 161
Основные выводы и рекомендации 163
Список использованных источников 165
Приложения 178
- Алгоритмы расчета параметров, характеризующие физические свойства нефти, газа и породы пакета ModelingSED
- Краткий обзор и критический анализ работ в областисовместного притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам
- Алгоритмизация и численное моделирование величины фильтрационного сопротивления при нестационарном притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине в пакете MAP
- Методы ограничения подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам
Введение к работе
Актуальность работы. Разработка нефтегазовых месторождений представляет собой сложную проблему, для успешного решения которой требуется применение системного подхода. Это стало особенно актуальным на современном этапе, для которого характерно существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа. Для повышения эффективности разработки месторождений требуется создание принципиально новых подходов в области исследования и моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений с использованием быстродействующих компьютеров для проведения сложных вычислений геологического и гидродинамического моделирования.
Решение задачи притока жидкости к несовершенным скважинам относится к числу сложных задач подземной гидромеханики. Впервые постановка задачи и ее решение получено М. Маскетом, а всестороннее развитие она получила в работах других авторов. При решении данной проблемы широко применяется двухзонная схема притока к несовершенным скважинам, которая позволяет моделировать процесс фильтрации жидкости в пласте. Однако в результате решения задачи имеем громоздкие выражения, которые ограничивают их использование в практике и научных исследованиях.
В настоящее время теория совместного притока к совершенным скважинам разработана достаточно полно. Однако аналогичных разработок по притокам к несовершенным скважинам недостаточна. Наличие большого количества несовершенных скважин, проблема притока подошвенной воды и верхнего газа к скважине становится важной, требующей неотложного решения. При этом необходимо оценить и учесть фильтрационные сопротивления, вызванные несовершенством скважин как по степени, так и по характеру вскрытия, а также разработать методы и способы ограничения притока подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам и исследовать их влияние на эффективность разработки нефтегазовых месторождений.
В связи с этим решение проблемы создания эффективных инженерных методик и программных комплексов, в которых реализованы основные методы расчета физических свойств нефти, газа, породы и расчет наиболее
используемых показателей разработки нефтегазового месторождения является весьма актуальной.
Цель работы. Разработка программных комплексов для информационного обеспечения процесса гидродинамического моделирования основных параметров совместного притока жидкости и газа к несовершенной скважине.
Основные задачи исследований:
Разработать алгоритмы и программный продукт, обеспечивающий обработку и подготовку геолого-физических параметров пласта для гидродинамического моделирования.
Разработать алгоритмы и программный продукт, обеспечивающий расчет основных технологических показателей разработки месторождений для выбора оптимальной реализации гидродинамической модели.
Провести исследования совместного притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам по линейному и нелинейному законам фильтрации, разработать алгоритмы и программные продукты для адаптации модели нефтегазового месторождения.
Исследовать процессы ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенной скважине, разработать методику и программные продукты для адаптации гидродинамической модели.
Методы исследований и достоверность результатов.
Исследования базируются на: методах моделирования фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе; анализе геолого-промыслового материала с использованием современных методов обработки исходной информации и зависимости показателей разработки от природных и технологических факторов. Решение поставленных задач осуществлялось с использованием среды разработки программного обеспечения Borland Delphi и системы трехмерного геолого-гидродинамического моделирования компании Roxar Software Solutions.
Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных показателей разработки месторождений, а также
результатах гидродинамического моделирования с расчетами пакетов программ, разработанных автором, при выборе оптимальной реализации модели и адаптации. Погрешность прогноза не превышает 10%.
Научная новизна:
Разработана методика выбора оптимальной реализации гидродинамической модели нефтегазового месторождения.
Разработана методика адаптации гидродинамической модели нефтегазового месторождения с учетом несовершенства скважин и ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа.
Получено аналитическое выражение для определения зависимости давления насыщения от плотности нефти и газосодержания с коэффициентом достоверности аппроксимации R =0,9992.
Установлено, что при относительном вскрытии пластов не менее 40-70% от мощности пласта и при длине интервала перфорации равной 30%) от вскрытой части пласта с плотностью не менее 10 отверстий на погонный метр, обеспечиваются минимальные значения дополнительных фильтрационных сопротивлений, вызванных несовершенством скважины.
Основные защищаемые положения:
Структура программно-информационного обеспечения компьютерной системы трехмерного моделирования нефтегазовых месторождений на основе программного пакета компании Roxar Software Solutions;
Алгоритмы и программный продукт ModelingSED, обеспечивающий обработку и подготовку геолого-физических параметров пласта и расчет основных технологических показателей разработки месторождений для выбора оптимальной реализации гидродинамической модели и ее последующей адаптации;
Алгоритмы и программный продукт Model Analyzing Pack (MAP), состоящий из двух блоков, для адаптации гидродинамической модели:
блок расчета параметров совместного притока жидкостей к несовершенным скважинам;
блок моделирование процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам;
Практическая ценность и реализация результатов исследования:
Пакет программ ModelingSED позволяет уточнять и контролировать качества исходных данных для гидродинамического моделирования, а также выбрать оптимальную реализацию модели;
Программный продукт Model Analyzing Pack (MAP) совместно с пакетом ModelingSED позволяют провести адаптацию гидродинамической модели с учетом совместного притока жидкостей и процессов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам;
Результаты диссертационной работы широко используются в учебном процессе на специальностях «Прикладная математика» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со специализацией «Моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений» при изучении дисциплин: «Применение ЭВМ при разработке нефтяных и газовых месторождений», «Модели процессов и производств нефтегазовой отрасли»;
Результаты расчета пакетом ModelingSED использованы в ОАО "СибНИИНП" при создании фильтрационной модели Ловинского месторождения и при составлении анализа разработки Каменного месторождения.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на 3-ей Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г. Тюмень, 2002г.); региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов ТюмГНГУ «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (г. Нефтеюганск, ХМАО, 2006г.); региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (г. Сургут, ХМАО, 2006г.); научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (2005-2006гг).
Публикации. По результатам исследований опубликовано 30 печатных работ, в том числе 21 научных статей и 9 тезисов докладов.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 3 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 136 наименований, содержит 229 страниц текста, 74 рисунка, 21 таблицу, 5 приложений.
Алгоритмы расчета параметров, характеризующие физические свойства нефти, газа и породы пакета ModelingSED
Расчет давления насыщения нефти газом. Как известно, давление насыщения нефти газом обычно определяется в лабораториях по глубинным пробам нефти. В настоящее время аналитические методы определения давления насыщения не получили широкого распространения по причине того, что определение этого параметра в лабораторных условиях является обязательным при анализе физико-химических свойств нефти.
Однако в промысловой практике встречаются ситуации, когда лабораторные данные отсутствуют или пробы нефти еще исследуются, а на том этапе, на котором находится инженер в процессе выполнения работы, уже необходимо знать давление насыщения. В этой связи был разработан аналитический метод определения данного параметра на основе аппроксимации зависимости давления насыщения от плотности нефти и газосодержания, изображенной нарис. 1.1.
В первую очередь оцифровкой данной номограммы были получены ряды точек зависимости давления насыщения Риас от газосодержания G для каждого значения плотности нефти. Как видно из рис. 1.1, данная зависимость достаточно хорошо описывается линейной функцией вида Риас=ЛО, (1.1) где А - неизвестный коэффициент, подлежащий определению.
Полученные уравнения прямых для соответствующих значений плотности приведены в табл. 1.1.
А линейной функции (1.1) от плотности нефти рн. Эта зависимость хорошо описывается полиномом четвертой степени (коэффициент достоверности аппроксимации R2 = 0,9992). Данная зависимость имеет вид
Л = 324,34Р; -Ю81Р; +1351,2Р; -749,93р„ +155,89 (1.2)
и изображена на рис. 1.2.
Следовательно, искомая зависимость давления насыщения нефти газом от плотности и газосодержания нефти будет иметь вид: Рас =(324,34рІ -1081Р; +1351,2р -749,93р„ +155,89)-G. (1.3)
Не сложно убедиться, что функция (1.3) является функцией двух переменных, следовательно, мы можем построить трехмерную поверхность, каждая точка которой будет соответствовать определенному давлению насыщения при заданных плотности нефти и газосодержании. Данная поверхность изображена на рис. 1.3.
Краткий обзор и критический анализ работ в областисовместного притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам
Многочисленные работы, посвященные задачам совместного притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам, свидетельствуют о большом практическом интересе к ним при проектировании и разработки нефтяных и газовых месторождений. Большой интерес также представляют задачи безнапорного притока жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам и дренам при эксплуатации подгазовых нефтяных залежей.
Впервые задача о распределении потенциала скорости фильтрации в цилиндрическом пласте, частично вскрытой скважиной, была решена М. Маскетом [47] в 1932 году. Затем более детальное исследование этой задачи М. Маскет изложил в своей монографии в 1946 году. М. Маскет [14] и П.Я. Полубаринова - Кочина [20], применив метод отображения источников -стоков, к определению потенциала точечного стока в радиальном неограниченном пласте с непроницаемой кровлей, получили решение в виде расходящихся рядов или интегралов. Так же П.Я. Полубаринова - Кочина в работе [20] вывела расчетные формулы дебита для наклонной, горизонтальной и вертикальной скважин.
Из расходящихся интегралов, полученных П.Я. Полубариновой -Кочиной [20], формально можно получить расходящиеся ряды [47,14]. Но Маскет не пользуется в своих вычислениях интегральной формой, полагая, что вычисление интегралов непременно приведет к тем же трудностям, которые встречаются в преобразовании решения в рядах. С этим утверждением нельзя согласится полностью, хотя непосредственное вычисление интеграла действительно связано с затруднениями. Во-первых, путем добавления расходящейся части, как, например, в работах [24, 22], эти интегралы можно сделать конечными. Во-вторых, в большинстве расчетов фигурирует разность потенциалов, которая уже выражается через сходящиеся интегралы. Указанные формально эквивалентные результаты дают точное решение задачи о потенциале точечного стока в пласте с бесконечными радиусами контура питания.
Позднее Н. К. Гиринский [2] исследовал напорный приток к вертикальной скважине в пласте неограниченной мощности. Применяя тот же метод интегрирования потенциалов, вызванных элементарными стоками вдоль оси скважины на длине и соответствующим отражением в кровле пласта, Н. К. Гиринский получил формулу для дебита, практически совпадающую с формулой, полученной в работе [20]
Формула получена в результате замены полуэллипсоида вращения, который является эквипотенциальной поверхностью при ?() = const, эквивалентным цилиндром. Точность формулы для практических целей вполне достаточна при Ъ»гс.
Заметим, что указанные решения справедливы для изотропных пластов.
Более сложными оказались задачи о распределении потенциала скоростей фильтрации в ограниченном пласте при работе несовершенной скважины. Здесь так же, как и в случае неограниченного пласта, был использован метод источников (стоков) и суперпозиции полей [14, 23-26].
М. Маскет исследовал приток к скважине, несовершенной по степени вскрытия пласта конечной мощности. Применяя метод бесконечного отображения элементарного стока с заданной интенсивностью вдоль линии поглощения (ось вертикальной скважины) относительно непроницаемой кровли и подошвы и суммируя члены для отдельных стоков, Маскет после некоторых преобразований получил два приближенных решения о распределении потенциала в пласте. Одно из решений пригодно для малых расстояний от оси стока (р \), другое - для больших расстояний (р = —- 1, R0 - радиус контура питания, \ - нефтенасыщенная мощность пласта).
Формулы Маскета в указанных пределах с достаточной точностью устанавливают распределение потенциала в ограниченном радиальном пласте, что было подтверждено экспериментами. Решение аналогичной задачи применительно к осесимметричному пласту, состоящему из двух пропластков, приведено в работе [1]. Более простой способ применен в работе [22]: из общего члена ряда вычитается выражение вида , после чего ряд становится сходящимся.
Этот же способ использован и в работе [24]. Указанные методы пригодны для расчета потенциала вблизи скважины - на расстоянии, не большем удвоенной мощности пласта. Вдали от скважины рекомендуется пользоваться другими формулами.
На основе исследования М. Маскета о распределении потенциала в цилиндрическом пласте, И. А. Чарный предложил оригинальный метод решения задачи о притоке к несовершенной скважине по степени вскрытия пласта по двухзонной схеме. Развивая идею И. А. Парного, А. М. Пирвердян [21] получил приближенные формулы для притока жидкости к несовершенной скважине.
Схема двухзонного притока получила широкое применение при решении многих задач подземной гидродинамики. Наиболее точное решение задачи о притоке к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине дано М. И. Швидлером [40], который пользовался методом квазиконформных преобразований и рассматривал скважину с открытым забоем и непроницаемым дном. Но его способ решения оказался весьма громоздким.
Приток жидкости и газа к скважине, гидродинамически совершенной по степени и несовершенной по характеру, рассматривался рядом авторов. Впервые этот вопрос был поставлен М. Маскетом и рассмотрен в 1943 г. Затем появляются работы М. И. Тихова (1947) и А. Л. Хейна (1953) в более точной постановке задачи М. Маскета, где формируется основной закон об оптимальном числе перфорации. В 1954 г. А. Л. Хейн разработал теорию установившегося притока жидкостей и газа к несовершенной скважине с меридиально-симметричной конструкцией забоя. После чего последовал ряд его же работ, посвященных задачам установившегося и неустановившегося притока жидкостей и газа к несовершенным скважинам при линейном и нелинейном законах фильтрации. А.Л. Хейном [32] было получено решение для определения коэффициента несовершенства в виде ряда и табулирована для различных величин степеней вскрытия и отношения Н/гс. Однако Е.М. Минским [18] было показано, что фильтрация газа к скважине происходит не по линейному закону вследствии значительной скорости движения газа, особенно в призабойной зоне. Задача осложняется еще и тем, что в реальных скважинах, несовершенных по степени и особенно по характеру вскрытия, отсутствуют достоверные данные о форме и размерах несовершенства. Поэтому результаты всех аналитических исследований влияния несовершенства газовых скважин на их продуктивность сопоставляются с данными М. Маскета [15], В.И. Щурова [41] или Е.М. Минского и П.П. Маркова [16].
Новая и наиболее общая математическая постановка задачи о притоке несжимаемой жидкости к скважине, полностью обсаженной и перфорированной, изложена М. Н. Тиховым в его монографии (1964). Однако эти решения представляют скорее теоретический интерес и далеки от их практического инженерного приложения.
Алгоритмизация и численное моделирование величины фильтрационного сопротивления при нестационарном притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине в пакете MAP
Анализ опубликованных в печати работ показал, что рассматривались задачи установившегося притока однородной несжимаемой жидкости и газа в недеформируемом однородном или однородно-анизотропном пласте, по линейному закону фильтрации, к несовершенной скважине. В более общей постановке, задача о притоке однородной или «фиктивной» жидкости к несовершенной скважине, может быть сформулирована следующим образом: на внешнем контуре задается некоторая функция; на непроницаемых кровле и подошве - ее производная, равная нулю; в перфорированной части -известная функция, в неперфорированной - ее производная, равная нулю. Требуется найти распределение функции (давление, потенциал, функция Лейбензона, функция Христиановича) в пласте. В точной постановке - это задача Гильберта-Римана, аналитическое решение которой для данного случая пока не получено.
Еще большие трудности встречают задачи неустановившегося притока жидкости и газа к гидродинамически несовершенным скважинам. На сколько известно, эти задачи рассматривались ограниченным кругом исследователей. Обширные исследования неустановившегося притока жидкости и газа к гидродинамически несовершенным по характеру вскрытия пласта скважинам впервые были проведены А.Л. Хейном. Для притока жидкости и газа к несовершенным скважинам по степени вскрытия известны работы М.Т. Абасова, К.Н. Джалилова, Е.М. Минского, Ю.Н. Стклянина, Ю.И. Максимова, У.П. Куванышева, В.Н. Щелкачева и С.Н. Назарова, которые предложили простую приближенную методику учета обеих видов несовершенства скважин и изменения проницаемости в призабойной зоне в условиях упругого режима пласта. Е.С. Казарина впервые рассмотрела задачи о притоке к гидродинамически несовершенным круговой и прямолинейной галереям и объемной полосе стоков. Однако широкого практического применения некоторые из указанных решений не получили, хотя они и имеют неоспоримый теоретический интерес [1-6].
Несмотря на имеющиеся достижения в решении проблемы притока жидкости и газа к гидродинамически несовершенным скважинам, многие важные вопросы, связанные с инженерными расчетами коэффициентов фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством по степени вскрытия пласта, остаются мало изученными [16, 41, 42, 32, 34, 125, 126].
В данной работе рассмотрен алгоритм задачи неустановившегося притока сжимаемой жидкости (газа) к точечному источнику (стоку) в пространстве, к линии стоков (источников), кольцевому стоку и несовершенной скважине в ограниченном и неограниченном по протяженности пластах конечной толщины. Закон фильтрации принимается линейным.
Алгоритм расчета фильтрационного сопротивления при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине:
Находим безразмерные параметры гс и h по формулам: Гс к h где h-нефтенасыщенная мощность пласта, м; b — вскрытие пласта, м.. Используя безразмерные параметры /0 — параметр Фурье, Fc и Й вычисляем интеграл
Для расчета функции сопротивления требуется рассмотреть поведение (2.37), определить правило вычисления интеграла вероятности (функция ошибок) erf(x) и выяснить условия его сходимости при заданных значениях
Методы ограничения подошвенной воды и верхнего газа к несовершенным скважинам
Ограничение притока подошвенной воды и увеличение безводного периода работы несовершенной скважины, дренирующей водонефтяную зону нефтегазовой залежи. Увеличение безводного периода эксплуатации скважин в пластах с подошвенной водой является одной из актуальных задач технологии нефтедобычи. Одним из методов, способствующих достижению этой цели, является метод создания искусственных экранов под забоем скважины, а также использование естественных слабопроницаемых пропластков и линз [53-56]. Оценка влияния протяженности, толщины и места расположения экрана на дебит скважины и безводный период требует решения сложной пространственной задачи. Здесь предлагается приближенный способ расчета безводного периода эксплуатации несовершенной скважины, дренирующей однородно-анизотропный круговой пласт с подошвенной водой [54, 57]. Предполагается пласт горизонтальным, экран, кровля и подошва — непроницаемыми, дебит — выше предельного безводного, фильтрация подчиняется закону Дарси. Все обозначения показаны на рис. 3.1. Формулы (3.51) и (3.52) могут быть использованы также и для определения безводного периода, при наличии непроницаемого пропластка (экрана) радиуса гэ. В соответствии с двухзонной схемой притока, считая зону, ограниченную радиусом г3, как укрупненную скважину, получим [54, 57]:
При известном безводном периоде т0 работы скважины, из формулы (3.51) можно определить коэффициент анизотропии
Ограничение притока подошвенной воды и увеличение безводного периода работы несовершенной скважины, дренирующей нефтяной пласт (оторочку), с произвольным расположением непроницаемого забойного экрана. Используя полученное дифференциальное уравнение движения частицы подошвенной воды от начального ВНК до забоя скважины вдоль главной линии тока [27], вводя обозначения Ь0 = ф0 -S)/h0;p{ = (Д, -r0)x -h0 = \lx , после интегрирования в соответствующих пределах получаем следующие формулы для определения времени продвижения частиц воды от подошвы А0 до верхней границы экрана А (рис. 3.2) [53, 55, 56]:
Если при этом во всей области дренирования скважины имеет место пространственное движение, т. е. І?,=Д0, то из формулы (3.3) вытекает формула для двухзонной схемы притока.
Заметим, что формула (3.3) справедлива при D \. Причем формула (3.4) удовлетворяет этому неравенству всюду. Для расчета времени t2(3.7) (3.8) (3.9) (3.10) движения частицы воды от точки А до забоя скважины необходимо знать уравнение линии тока. Так как истинная траектория движения частицы неизвестна, то в качестве последней примем прямую АО, составляющую угол а с плоскостью экрана (см. рис. 3.2). На самом деле, траектория частицы из точки А является криволинейной и будет находиться во внутренней области конического пространства, ограниченного образующей АО. Для времени т2 имеем: определяется по формулам(3.5) и (3.50) при h0=bQ-S.
Ограничение притока подошвенной воды в скважину, дренирующую нефтяную оторочку нефтегазовой залежи, способом обратного конуса. Как отмечалось в предыдущих разделах, одним из способов наиболее полного извлечения нефти из пласта и продления безводного и безгазового периода эксплуатации скважин является установление режима работы на предельных одновременно безводных и безгазовых дебитах (депрессиях). Однако, как показала практика разработки некоторых месторождений, такие режимы не всегда отвечают требованиям технико-экономической разработки из-за низкого уровня добычи нефти. Особенно малыми оказываются предельные дебиты скважин, дренирующих маломощные и сравнительно однородные по проницаемости пласты. В этих условиях приходится задавать дебиты значительно превосходящие их предельные значения, что приводит к быстрому прорыву подошвенной воды и верхнего газа в скважину. Таким образом, возникает совместный приток жидкостей, который в конечном счете приводит к полному обводнению или загазованности скважин. В настоящее время эта проблема особенно остро встала при разработке нефтегазовых залежей (оторочек) с подошвенной водой Западной Сибири.
Впервые задача обратного конуса при совместном притоке нефти и воды к скважине рассмотрена в работе [10]. При этом использовалась гидравлическая теория безнапорного совместного притока двух жидкостей к несовершенной скважине [34, 62, 63]. В отличие от работы [10] здесь рассматривается та же задача, но с использованием теории совместного напорного притока [9, 37,13 и др.].
Принимается следующая расчетная схема. Скважина дренирует нефтегазовую залежь (нефтяную оторочку) с подошвенной водой (рис. 3.3) и вскрывает водонасыщенный пласт на глубину h3. с интервалом перфорации D. Создается искусственный экран радиуса г3. Толщины водоносной, нефтеносной и газоносной зон соответственно есть hg, hH, he; радиус контура дренирования гк; зона пространственного притока r0=ry+h3; принимаются давления: на контуре питания — Рк, на границе пространственного притока — Р0, на контуре экрана — Рэ, и на контуре скважины — Рс. Пусть за время t начальный ВНК снизился на контуре скважины на величину Y. С этого момента заканчивается водный период. При снижении уровня на контуре скважины на величину Zc(t), имеет место совместный приток.
Похожие диссертации на Информационно-программное обеспечение процесса гидродинамического моделирования притока жидкости к несовершенной скважине
