книги / Сборник задач по подземной гидравлике
..pdfсоответствующее значение
|
|
Н* = - ,23' 1-°в = |
10,78, |
|
|
|
|
4'9,8-104 |
|
|
|
|
р* = 25,9 |
и р = р*|рат = 25,9-4-9,8-104 = 10,16 МПа. |
|||
|
|
З а д а ч а 94 |
|
|
|
По |
данным |
предыдущей задачи |
определить |
дебит |
жидкой |
фазы |
по методу Г Б. Пыхачева и по методу |
И. А. |
Парного, |
если абсолютная проницаемость пористой среды k = 0,5 Д, мощ ность пласта h = 8 м, динамический коэффициент вязкости нефти JJL= 1,2 мПа-с.
|
Решение. По методу Пыхачева дебит жидкой фазы |
опреде |
||||||||
ляется по формуле |
|
2nkmh (рк |
|
|
|
|
||||
|
|
г\ |
|
рс) |
|
|
|
|||
|
|
Чж — |
Рж 1 |
о |
’ |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где |
k:K— фазовая проницаемость |
|
для |
жидкости, определяемая |
||||||
по среднему давлению р. Значению J5= 10,16 МПа соответствует |
||||||||||
безразмерное давление |
= 25,9, |
которому |
отвечает |
относитель |
||||||
ная фазовая проницаемость &*с = 0,64 (см. рис. 63). |
|
|
||||||||
|
Дебит жидкости |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
6,28-0,64-0,5 -1,02» 10~12-8 -1,96» 10е = |
2,9 *10~3 |
м3/с |
= |
|||||
|
|
|
|
1000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1,2-10—3-2,3-lg |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
0,1 |
|
|
|
|
|
|
|
По методу Парного |
= |
250 м3/сут. |
|
|
|
||||
|
|
2nkhA (рк — рс) |
|
|
|
|||||
|
|
Фж zzr |
|
|
|
|||||
|
|
« - |
|
" |
- ■ |
|
|
|
||
|
|
|
|
, |
|
J k |
|
|
|
|
|
|
|
|
Щк 1ч |
|
|
|
|
|
|
где |
А = 0,944— 21,43 а = 0,944— 21,43 •0,01 = |
0,730, Тогда |
|
|||||||
|
Q |
6,28-0,5 -1,02-10~12-8-0,73-1,96-10» |
3 31 |
м 3/с — |
||||||
|
|
“ |
|
1000 |
|
~ |
10 _ 3 |
|||
|
|
|
|
’ |
|
|
1,2- 1 0 -3 .2 ,3 -lg -^ -j—
=286 м3/сут.
X.ДВИЖЕНИЕ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
§1. Вытеснение нефти водой
При проектировании разработки |
нефтяных месторождений |
в условиях водонапорного режима, |
когда нефть вытесняется |
|
ill |
в скважины напором краевых вод, необходимо учесть стягива ние контура нефтеносности.
С вытеснением нефти водой приходится встречаться и при расчетах деформации водонефтяного контакта. Аналогичные задачи возникают и при эксплуатации газовых месторождений с краевой или подошвенной водой.
Предполагается, что вытеснение «поршневое» и граница раз дела двух жидкостей, является некоторой поверхностью. При решении задач о вытеснении учитывается различие в вязкостях нефти и воды. Плотности нефти и воды считаются одинако выми. Это дает возможность рассматривать границу раздела двух жидкостей вертикальной. В общем случае на границе раз
дела двух жидкостей |
с |
различными физическими свойствами |
||||||||||
|
|
|
|
происходит |
преломление |
|
ли |
|||||
|
|
|
|
ний тока. |
|
Учет |
этого |
пре |
||||
|
|
|
|
ломления |
и составляет |
глав |
||||||
|
|
|
|
ную трудность з точном реше |
||||||||
|
|
|
|
нии задачи о вытеснении неф |
||||||||
|
|
|
|
ти |
водой |
(или |
газа |
водой). |
||||
|
|
|
|
Линии |
тока |
не |
преломляются |
|||||
|
|
|
|
при |
прямолинейно-поступа |
|||||||
|
|
|
|
тельном и радиальном движе |
||||||||
|
|
|
|
ниях, когда в начальный мо |
||||||||
|
|
|
|
мент времени они перпендику |
||||||||
|
|
|
|
лярны |
границе |
раздела. |
В |
|||||
( |
A J |
|
$ |
этих случаях получены точные |
||||||||
р г |
0 |
решения, |
в |
которых |
жидкости |
|||||||
S |
|
|
|
(нефть, |
|
;вода) |
принимаются |
|||||
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
? |
S несжимаемыми, пласт — |
гори |
|||||||
^ -----------1 |
------------ ^ |
т |
зонтальным, |
режим |
пласта |
— |
||||||
водонапорным, фильтрация |
— |
|||||||||||
|
|
|
|
происходящей |
по линейному |
|||||||
|
|
|
|
закону. |
|
|
|
|
|
|
|
|
При прямолинейном движении границы раздела |
(рис. 66), |
|||||||||||
когда в начальном |
положении |
она |
параллельна |
галерее, |
в пласте с постоянными мощностью, пористостью и проницае мостью формула для дебита галереи имеет вид
kBh (рк р г )
(Х.1)
м + М * —s)
где / — длина пласта; 5 — расстояние от контура питания до водонефгяного контакта.
Из приведенной формулы видно, что дебит нефти при задан ных постоянных значениях рк и рг возрастает при продвижении
границы раздела, если |Лн>цв. |
в случае |
прямолинейно |
|
Время вытеснения нефти |
водой |
||
поступательного движения |
границы |
раздела |
подсчитывается |
по формуле |
|
|
|
112
где so — координата, определяющая положение границы раз дела в начальный момент времени.
. Чтобы найти время полного вытеснения нефти, нужно в фор
муле (Х.2) положить s = l. |
и в |
условиях плоско |
|
Аналогичная картина наблюдается |
|||
радиальной |
фильтрации (рис. |
||
67). В этом случае дебит оп |
|||
ределяется по формуле |
|||
Q _ _ |
2яkh (рк — рс) |
(Х.З) |
|
|
RK |
||
|
г |
||
Ив 1п-----+ Цн>п — |
|||
|
Г |
|
Гг |
где г — координата, определя ющая положение границы раз дела нефть— вода в момент t.
Вода. |
Нефть / |
Рк |
=z±=z= |
|
/ |
|
z b |
|
Рис. 68 |
Время радиального перемещения границы от начального по ложения г = г0 (при ^ = 0) до г находится по формуле
(*в) X
(Х.4)
Различие вязкости нефти и воды существенно влияет как на время извлечения нефти (газа) из пласта, так и на характер продвижения контура водоносности.
Допустим, что первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте АВ не параллельно галерее (рис. 68). Для решения задачи о продвижении водонефтяного контакта в ука занных условиях используют приближенный метод «полосок», предложенный В. Н. Щелкачевым. Рассматривается послойное движение частиц. Выделяют несколько узких полосок, и в пре делах каждой полоски рассматривают вытеснение как поршне вое с контуром водоносности, параллельным галерее. При усло вии Цц>|1 в скорость точки В больше, чем скорость точки Л, отсюда можно сделать вывод, что скорость движения «водя-
ного языка» в наиболее вытянутой точке по мере его движения к галерее (или прямолинейной цепочке скважин) растет быст рее, чем скорость его основания и остальной части контура водо носности.
§ 2. Конус подошвенной воды. Определение предельного безводного дебита скважины
При отборе нефти (газа) из гидродинамически несовершен ной по степени вскрытия скважины в пласте с подошвенной во дой происходит деформация границы водонефтяного контакта. Образующееся повышение уровня воды называется конусом подошвенной воды (рис. 69). При увеличении дебита конус под нимается, и при некотором предельном значении (2= (3пред про исходит прорыв подошвенной воды в скважину. Условием ста бильности конуса является равенство градиента давления на вершине конуса удельному весу воды:
j f - |
= Рвg. |
(Х.5) |
I дг |
г= о |
|
Методы расчета предельных безводных, дебитов были пред ложены И. А. Чарным, Н. Ф. Ивановым, Н. С. Пискуновым,
Д. А. Эфросом, Г. Дж. Мейером, О. А. Гардером и др.
Н.А. Чарный, сопоставляя движение нефти при наличии
конуса подошвенной воды с напорным равнодебитным движе нием нефти в пласте постоянной мощности h(Ro)=ho и исполь зуя условие стабильности конуса (Х.5), получил формулу для верхнего значения предельного безводного дебита в однородно анизотропном пласте, в каждой точке которого значение коэф фициента проницаемости в горизонтальном направлении /ггор
114
резко отличается |
от значения |
коэффициента |
проницаемости |
||
в вертикальном направлении &верт, в виде: |
|
|
|||
|
Qi = Qo? (Л) = -2 ^ 3 - (р — рн)gh0q (h), |
(X.6) |
|||
где h = b/hQ; q(Ti) — безразмерный дебит. |
|
|
|||
Кривые q(h) |
для различных |
значений p= i?oM^o показаны |
|||
на рис. 70. |
Здесь х = У&гор//гпсрт— коэффициент, |
учитывающий |
|||
анизотропию пласта. |
|
|
|
||
На рис. |
70 приведены также графики Чшах= п0—Ь для |
рас- |
чета высоты подъема конуса f/max, соответствующей Qi. Рассматривая предельный случай, в котором вершина водя
ного конуса находится у забоя скважины, Н. Ф. Иванов вывел приближенную формулу для предельного безводного дебита
скважины, аналогичную формуле |
(VI.5) дебита скважины при |
|
безнапорном движении |
|
|
Я* (рв — Рн) g (ftp — Ь2) |
(Х.7) |
|
QnP |
|
|
З а д а ч а |
95 |
|
В полосообразном пласте имеет место поршневое вытесне ние нефти водой. Первоначальная граница раздела вертикальна и параллельна галерее. Длина пласта LK= 5 км, длина зоны, занятой нефтью в начальный момент,— 1 км. Динамические коэффициенты вязкости нефти рн = 4 сП, воды рв=1 сП. Найти отношение дебита галереи в начальный момент эксплуатации и дебита той же галереи, когда весь пласт заполнен нефтью. Определить отношение времени вытеснения нефти водой и нефти нефтью.
Ответ: Qn—B/QH—н= 2,5*, Тц—ц/Тп—и = 0,325.
З а д а ч а 96
Определить время продвижения нефти от контура водонос ности до скважины в случае плоскорадиального движения по закону Дарси и сопоставить его со временем прохождения того же пути водой. Определить дебит скважины в начальный мо мент времени и в момент обводнения. Расстояние до контура питания 7?к=10 км, первоначальный радиус водонефтяного контакта г0 = 450 м, мощность пласта h = 10 м, пористость пласта
т = 20%, |
коэффициент проницаемости пласта |
^= 0,2 Д, |
коэф |
|
фициенты |
вязкости нефти рп = 5 мПа-с, |
воды |
\хв=1 |
мПа-с, |
давление |
на контуре питания ри = 9,8 МПа (100 кгс/см2), дав |
|||
ление на |
забое скважины рс = 6,86 МПа |
(70 |
кгс/см2), |
радиус |
скважины гс= 0,1 м.
Ответ: 7 = 46,2 лет; 7В=12,5 лет; QHa4= 72,2 м3/сут; |
QK0H= |
= 283 м3/сут. |
|
З а д а ч а 97 |
|
Положение водонефтяного контакта в пористом |
пласте, |
изображенном в плане на рис. 71, в начальный момент времени показано линией ab, не параллельной галерее. Найти скорость
фильтрации в точках а и Ь. |
|
|
|
|
|
||
Определить |
положение точки а, когда точка Ъ достигнет |
||||||
галереи. Расстояние от галереи до контура питания LK=10 км, |
|||||||
расстояние |
от |
контура |
питания |
до |
точки |
а рав |
|
но = 9200 м, |
расстояние |
до точки Ь |
хь = 9500 |
м, |
коэффи |
||
циенты вязкости |
нефти рн = 6 сП, воды |
рв=1 |
сП, |
коэффициент |
проницаемости пласта k=\ Д, коэффициент пористости пласта
т = |
20%, давление на |
контуре |
питания |
рк = 9,8 |
МПа |
(100 |
кгс/см2), давление |
на забое |
галереи |
рг = 6,86 |
МПа |
(70 кгс/см2). |
|
|
|
|
Решение. Задачу будем решать приближенным методом по лосок, предложенным В. Н. Щелкачевым. Выделим в пласте две
|
|
|
|
узкие полоски в окрестностях то |
||||
|
|
|
|
чек а и b и будем считать, что в |
||||
|
|
|
|
каждой из них граница раздела |
||||
|
|
|
|
нефть — вода вертикальна и па |
||||
|
|
|
|
раллельна галерее. В каждой по |
||||
|
|
|
|
лоске |
перемещение границы раз |
|||
|
|
|
|
дела будем рассчитывать по фор |
||||
|
|
|
|
мулам для поршневого |
прямоли |
|||
|
|
|
|
нейно-параллельного |
вытесне |
|||
|
|
|
|
ния. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Найдем скорости фильтрации |
||||
|
|
|
|
в точках а и Ь. |
|
|
||
|
k ('V — Рг) |
1.02- IQ—2-2.94-106 |
= 2,12- 1Q-" м/с, |
|||||
|
Ин Дк |
ха) Гв*я |
6-10-3.800 + |
Ю-з-9200 |
||||
|
|
|
||||||
Wh |
^ (?к |
Гг) |
1.02- IQ—12-2,Q4-106 |
= 2.40-10~7 м/с. |
||||
6-10-3-500 + |
10-3.9500 |
|||||||
|
LlH {L-- |
Xb) -j- UH-Y; |
|
|
||||
Определим |
время, за |
которое точка b достигнет галереи: |
||||||
|
Т6 = |
----- Г |
^lc |
~ |
|
— х»^1 = |
|
|
|
|
2k (рк — рг) |
|
|
|
|
|
|
= |
----------- — ------------[10-3-(108 — 9,5М 0в) + 6 -10 -3-(104 — |
|||||||
|
2-1.0210-1S -2,94-10» |
|
v |
|
|
v |
— 0,95-104)2] = 3,75-108 с = 11,9 лет.
Найдем положение точки а, когда точка b достигнет галереи:
л; = |
Ин |
- £ к - |
|
Н"В ' L'K |
2k (рк — рг) ^ |
Кн — Ив |
|
« (рн — Цв) |
|||
|
|
||||
|
|
|
|
= — -Ю4 — |
|
|
|
|
|
5 |
|
|
_6_ . Ш4 _ о |
92 |
Ю М 2 2 -1,02-10~12-2,94- 10е-3,75-108 |
||
/ ( 5 |
|
’ ’ |
) |
О,2-5-Ю -з |
=9640 м,
т.е. точка а будет отстоять от галереи на 360 м и граница раз деланефть— вода примет положение а'Ь'.
З а д а ч а 98
Определить предельный безводный дебит скважины, вскрыв шей нефтяной пласт с подошвенной водой, если RK=200 м, радиус скважины гс=Ю см, нефтенасыщенная мощность пласта А0 = 12 м, разность плотностей воды и нефти рв— рн = 0,398 г/см3, динамический коэффициент вязкости нефти piH= 2,54 сП. Пласт считать однородным по проницаемости (х = 1 ), А =1Д .
Задачу решить по формуле Н. Ф. Иванова и по методу, пред ложенному И. А. Чарным при мощности вскрытой части пласта А, равной 6 м и 2 м.
Решение. Определим предельный безводный дебит по при ближенной формуле Н. Ф. Иванова
nfe (Рв —Рн) g (ftp — ft2)
1) Q„P =
pHln— rc
3,14-1,02- 10~12-398-9,8-(144 — 36) = |
0,7-10-4 |
M3/C = 6,05 м3/сут. |
|||||
|
|
200 |
|
|
|
|
|
2,54-10—3-2,3 lg- |
|
|
|
|
|
||
|
|
0,1 |
|
|
|
|
|
По графикам И. А. Парного (см. рис. 70) |
найдем q (р, Л) = |
||||||
= Qnp/Qo, где |
|
|
|
|
|
|
|
Qo — |
2яkhi |
Рн) g |
6,28-1,02-10—12 •144-398-9,8 |
||||
|х„ |
(Рв — |
= |
|
2,54-Ю -з |
|||
|
|
------- |
|
|
|||
|
|
= 1,425-10-3 |
м3/с = |
123 м3/сут; |
|||
|
|
р = |
А - |
= |
— |
= 16,6; |
|
|
|
v |
*Л0 |
|
12 |
|
|
|
|
|
h = |
4 - |
= 0 ,5 ; |
|
<7 (16 ,6; 0,5) = 0,097, откуда Qnp = 0,097-123 = 11,95 м3/сут.
2 ) Q = 3,14-1,02-10~13 (.4 4 -4 ).3 9 8 -9 ,1 = Q 9 1 . Ш-4 мз/с =
' Чпр |
200 |
2,54 -10 -s-2,31g -^ -j- |
|
= |
7,85 м3/сут, |
<7(16,6; 0,166) = 0,14, |
Qnp = 0,14-123 = 17,2 м3/сут. |
Как видно из расчетов, формула Н. Ф. Иванова дает резкозаниженный предельный безводный дебит по сравнению с пре дельным безводным дебитом по методу И. А. Чарного.
З а д а ч а 99 По данным предыдущей задачи определить высоту подъема-
конуса подошвенной воды по методу И. А. Чарного. Решение.
1. Определим по графикам И. А. Чарного т]тах=Утах/(Уо— У) в зависимости от p = Rolxho= 16,6 и
h = b/h0 = 0,5;
■Птах = 0,81, откуда высота подъема вершины конуса
Ушах = 0,81 (1 2 - 6 ) = 4,86 м.
2) Лшах(16,6; |
0,167) = 0,7, |
|
|
Ушах = 0 ,7 (1 2 -2 ) = |
7 м. |
|
З а д а ч а 100 |
|
Определить |
предельно допустимую |
депрессию при отборе |
нефти из скважины, вскрывающей пласт с подошвенной водой на глубину У = 12,5 м. Мощность нефтеносной части пласта в от далении от скважины Л0 = 50 м, проницаемость пласта & = 0,5Д, плотность воды рв=1 г/см3, плотность нефти рн=0,7 г/см3, дина
мический |
коэффициент вязкости нефти р„ = 2 сП, расстояние да |
|
контура |
питания #,<= 200 |
м, диаметр скважины dc = 21,9 см, |
пласт считать изотропным |
(х = 6Гор//гверт= 1). |
|
Решение. По методу И. А. Чарного определим приближенное |
||
значение предельного безводного дебита нефти |
|
Qi = Qo<?(^, р), |
||
где |
|
|
|
2nkh20 (pD— рн) g |
6,28.0,5-1,02- 10-Ц.25-102-300>9>8 |
||
Qo — |
|
|
2-10-3 |
Рн |
|
|
|
= 1,175-IQ-2 м3/с, |
|||
h |
Ь_ _ |
12,5 _ |
0,25, |
|
К " |
5 |
|
Р |
RK |
_ 200 |
= 4. |
|
x.hQ |
50 |
|
По графику зависимости q от р и h (см. рис. 70) при значе нии р= 4 и h = 0,25 получаем
9(0,25; 4) = 0,173
и
Qx = 1,175-10-2-0,173 = 2,04-10-3 м3/с.
Предельно допустимую депрессию найдем из решения Маскета о притоке к скважине гидродинамически несовершенной по степени вскрытия
Др = |
21п-^-Н+1п^) |
||
|
|
2лkh |
|
Г 1 |
Г |
4-50 |
200 |
2,04 -10 -3 .2 .10 -3 ----------- |
4,61g — -----— 4,6 + |
2,31g |
|
_________________>2-0,25 |
L |
0,109 |
4-50 |
2 3 ,1 4 0 ,5 *1 ,0 2 .1 0 —12 - 50 |
|
||
= |
0,529 МПа, |
|
|
здесь значение функции |
|
ф(й) = ф (0,25) =4,6 |
(см. рис. 34). |
XI. УСТАНОВИВШАЯСЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ЖИДКОСТИ И ГАЗА В ДЕФОРМИРУЕМОМ ТРЕЩИНОВАТОМ ПЛАСТЕ
§ 1. Основные характеристики
Различают чисто трещиноватые и трещиновато-пористые коллекторы. Если в первых движение жидкости и газа проис ходит только по трещинам, то во вторых — в трещинах и по ристых блоках, расположенных между трещинами. Трещино вато-пористую среду рассматривают как совокупность двух разномасштабных пористых сред: первая среда, в которой поровыми каналами служат трещины, а пористые блоки между ними — зернами породы, характеризуется своей пористостью тт и проницаемостью £т; вторая среда — система пористых блоков, характеризуется своей пористостью тп и проницаемостью kn.
Пористость тТ и проницаемость kT чисто трещиноватых пла стов определяются густотой трещин Г, геометрией систем тре щин в породе и их средним раскрытием б.
Густотой трещин Г называется число трещин, приходящееся на единицу длины секущей, нормальной к поверхностям, обра
зующим трещины.
Пористость /72т связана с густотой трещин и средним их рас
крытием соотношением |
|
т т = 0Гб, |
(XI. 1) |
где 0 — коэффициент, учитывающий |
геометрию систем трещин |
и принимающий значения 1 ^ 0^ 3 . |
|
Коэффициент проницаемости изотропного трещиноватого пласта "выражается через густоту трещин и их среднее раскры тие соотношением
_ |
9Гб3 _ |
щЬ°- |
(XI.2} |
|
т ~ |
12 |
12 |
||
|
Если считать, что изменение раскрытия трещин при измене нии пластового давления определяется упругими деформациями в трещиноватом пласте и описывается формулой
в = 60 - Д6 = 60 [1 - р (д, - P)L |
(Х1.3> |
то коэффициент проницаемости &т в таком пласте в соответст вии с формулой (XI.2)
£ т = £т0[1 — Р(Ро — Р)]3. |
(х 1 -4) |
где 6о — раскрытие трещины при давлении ро\ р= Рт//6о — комп
лексный параметр трещиноватой |
среды; рт= (1 —2о)/Е — упру |
гая константа; о — коэффициент |
Пуассона; Е — модуль Юнга |
породы; I— среднее расстояние между трещинами.
При малых изменениях давления зависимость коэффициента
проницаемости kT от давления можно считать линейной |
|
kT= kT0[1 — а (р0 — р)], |
(XI.5> |
где а = 3(3.
Некоторые авторы представляют зависимость коэффициента проницаемости трещиноватого пласта от давления в виде экс
поненциальной функции |
|
kT= kTQe~«(Po-р). |
(XI.6) |
При рассмотрении фильтрации в трещиновато-пористом пласте обычно считают, что коэффициент проницаемости тре щин kT существенно зависит от давления и определяется одной из указанных формул, а коэффициент проницаемости пористых блоков ku практически не зависит от давления и принимается: постоянным.
§ 2. Установившаяся плоскорадиальная фильтрация жидкости и газа в трещиноватом пласте
Принимая зависимость kT от давления по формуле (XI.5) и считая вязкость жидкости постоянной, получим выражения для дебита
Q = |
2лйто/1 (рк — Pc) [ 1— "Y (Рк — Рс)~] |
(XI.7) |
|
|
ц In RK/rt |
и распределения давления
120