Приток к несовершенным скважинам

Если скважина вскрывает пласт не на всю толщину, а на некоторую глубину b, то скважина называется несовершенной по степени вскрытия, и приток к скважине осуществляется по всей боковой поверхности вскрытой части скважины. Относительным вскрытием пласта называется отношение вскрытой части скважины к толщине пласта.

Если скважина сообщается с пластом не по всей боковой поверхности, а только через специальные (перфорационные) отверстия, то такую скважину называют несовершенной по характеру вскрытия. На рисунке 2.11 показаны несовершенные скважины.

Дебит несовершенных скважин определяется по формуле:

(2.64)

где С₁, С₂ – безразмерные коэффициенты.

Рисунок 2.11 – Виды несовершенных скважин: 1 – совершенная скважина; 2, 3, 4 – несовершенные по степени вскрытия скважины; 5 – несовершенные по характеру степени вскрытия скважина; 6 – реальная скважина.

Коэффициент С₁, учитывающий дополнительное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта из–за несовершенства скважины по степени вскрытия, зависит только от относительного вскрытия пласта и отношения толщины пласта к диаметру скважины h/D_с.

Коэффициент С₂, учитывающий дополнительное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта из–за несовершенства скважины по характеру вскрытия, зависит от диаметра перфорационного канала d_п, числа отверстий на один метр длины скважины n_п и длины перфорационного канала l_п.

Строгое математическое решение задачи о притоке жидкости к несовершенной скважине в пластах конечной толщины представляет большие (а в некоторых случаях непреодолимые) трудности. Однако задачи притока жидкости к гидродинамнчески несовершенным скважинам представляют большой интерес для практики. Наиболее просто эти коэффициенты определяются по графикам В. И. Щурова (приложение).

Для определения C₁ по графикам необходимо:

· по значению h/D_с выбрать номер линии на графике (рисунок П.1);

· по степени вскрытия пласта найти C₁.

Для определения C₂ по графикам необходимо:

· по значению l_п/D_c находится график, по которому находится С₂ (рисунки П.2 – П.5);

· по значению d_п/D_c находится номер линии на этом графике;

· по значению n_п D_c находится значение С₂.

В отличие от С₁, С₂ может принимать отрицательные значения, что приводит при прочих равных условиях к увеличению дебита скважины.

Для нахождения C₁ используются приближенные аналитические зависимости. А. М. Пирвердян получил для него следующее выражение:

.

(2.65)

И. А. Чарный предложил следующую формулу для расчета C₁ при малых значениях степени вскрытия пласта :

.

(2.66)

Удобно ввести понятие о приведенном радиусе r_пр, то есть радиус такой совершенной скважины, дебит которой равен дебиту данной несовершенной скважины:

rпр = rc exp( – (С1 + С2)).

(2.67)

Тогда формула для расчета дебита несовершенных скважин запишется в виде:

(2.68)

Дебит несовершенной скважины удобно сравнивать с дебитом совершенной скважины. Коэффициентом совершенства скважины d называется отношение дебита несовершенной скважины к дебиту совершенной скважины:

.

(2.69)

Примеры и задачи

Пример 2.1

Пласт толщиной h = 8 м разрабатывается галереей длиной L = 200 м, шириной B = 300 м. Давления на контуре питания и галерее равны p_к = 15 МПа, p_г = 4 МПа. Пласт имеет проницаемость k = 0,25 мкм² и пористость m = 20%. По пласту фильтруется нефть с коэффициентом динамической вязкости μ = 5 мПа·с, плотностью ρ = 730 кг/м³.

Определить: дебит галереи; давление на расстоянии 50 м от галереи; время разработки галереи; нарушается ли закон Дарси?

Решение

Дебит галереи при фильтрации нефти рассчитывается по формуле:

Точка в которой необходимо найти давление расположена на расстоянии 50 м от галереи. Поэтому координата этой точки относительно контура питания равна x = L – 50 = 200 – 50 = 150 м. Давление удобно рассчитывать по формуле:

При поршневом вытеснении время разработки галереи соответствует движению частицы нефти от контура питания к галереи, поэтому координата частицы на момент окончания разработки равна x = L.

Тогда время разработки равно:

Для того, чтобы определить выполняется ли закон Дарси необходимо рассчитать число Рейнольдса, что удобно сделать по формуле:

Массовый расход нефти Q_m = Q r = 6,60×10^-3 ×730 = 4,82 кг/с. Площадь поперечного сечения галереи w = B h = 300×8 = 2400 м² и постоянна по длине галереи. Поэтому число Рейнольдса также постоянно по длине галереи и меньше критического, которое принимаем равным Re_кр = 1.

Так как выполняется условие Re = 8,14×10^-5 < Re_кр = 1, то закон Дарси выполняется.

Ответ: Q = 6,60 10^-3 м³/с; p(150) = 6,75 МПа; T = 2,31 года; закон Дарси выполняется.

Пример 2.2

Пласт толщиной h = 5 м разрабатывается скважиной радиусом r_c = 0,1 м. Давления на контуре питания и скважине равны p_к = 25 МПа; p_с = 18 МПа. Пласт имеет проницаемость k = 0,17 мкм², пористость m = 15%. По пласту фильтруется нефть с коэффициентом динамической вязкости μ = 25 мПа·с, плотностью ρ = 820 кг/м³. Радиус контура питания находится на расстоянии R_k = 100 м.

Определить: дебит скважины; давление на расстоянии 10 м от скважины; время разработки нефти из скважины; нарушается ли закон Дарси на боковой поверхности скважины?

Решение

Дебит скважины при фильтрации нефти рассчитывается по формуле Дюпюи:

Давление в точке с координатами r = 10 м удобно рассчитывать по формуле:

При поршневом вытеснении время разработки скважины соответствует движению частицы нефти от контура питания к скважине, поэтому координата частицы на момент окончания разработки равна r = r_c.

Тогда время разработки равно:

Для того, чтобы определить выполняется ли закон Дарси необходимо рассчитать число Рейнольдса в данной точке. Число Рейнольдса удобно рассчитывать по формуле:

Массовый расход нефти Q_m = Q r = 2,17×10^-4 ×820 = 0,178 кг/с. Площадь поперечного сечения зависит от расстояния до скважины, поэтому число Рейнольдса будет различным на различных расстояниях от скважины. На боковой поверхности скважины она равно w = 2×p×r_c×h = 2×3,14×0,1×5 = 3,14 м². Закон Дарси выполняется, если число Рейнольдса меньше критического, которое принимаем равным Re_кр = 1. Так как выполняется условие Re = 7,34×10^‑4 < Re_кр = 1, то закон Дарси выполняется.

Ответ: Q = 2,17 10^-4 м³/с; p(10) = 22,7 МПа; T = 4,60 года; закон Дарси выполняется.

Пример 2.3

Таблица 2.1 – К задаче 2.3
Q, м3/сут	Pмс, МПа	Dp, МПа
	49,9	0,0
8,6	48,8	1,1
17,2	47,9	2,0
25,9	46,8	3,1
34,5	45,9	4,0
40,2	44,8	5,1

При исследовании нефтяной скважины на стационарном режиме получены следующие значения манометрических давлений и расходов, которые приведены в первых двух столбцах таблицы 2.1.

Построить индикаторную диаграмму. Определить проницаемость пласта, если радиус контура питания 100 м; радиус скважины 0,1 м; толщина пласта 10 м, а вязкость нефти μ = 25 мПа·с.

Решение

Рисунок 2.12 – Обработка результатов исследования нефтяной скважины на стационарных режимах

Для построения индикаторной диаграммы найдем депрессию на скважине. Когда скважина не работает, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре, то есть P_мk = P_мc0 = 49,9 МПа. Тогда депрессия для второй строчки данных равна:

∆p² = p_мс0 – p_мс1 = 49,9 – 48,8 = 1,1 МПа.

Аналогично рассчитаем остальные депрессии и заносим их в третий столбец таблицы 2.1 (расчетные значения выделены курсивом).

По полученным данным строим индикаторную диаграмму. При фильтрации по закону Дарси, индикаторная диаграмма представляет собой прямую линию, выходящую из начала координат. Она показана на рисунке 2.12. По точкам индикаторной диаграммы проводим прямую линию. На ней выбираем точку (*) и снимаем значения координат этой точки: Dp* = 3,64 МПа; Q* = 30 м³/сут.

Находим коэффициент продуктивности скважины К и коэффициент фильтрационного сопротивления a:

По значению фильтрационного сопротивления находим коэффициент гидропроводности пласта и проницаемость пласта:

Более точно параметры пласта можно найти, обработав результаты исследования методом наименьших квадратов.

Ответ: k = 2,62 10^{-13 м2}.

Пример 2.4.

Неоднородный по толщине нефтяной пласт состоит из трех пропластков, которые имеют толщины 3,6; 0,4; 6,0 метров и проницаемости 0,05; 0,3; 0,1 мкм². Пласт вскрыт скважиной радиусом 0,1 м и расстоянием до контура питания 250 м. Давления на контуре питания и скважине равны p_к = 35 МПа; p_с = 18 МПа. Динамическая вязкость пластовой нефти μ_н = 25 мПа·с, а пластовой воды – μ_в = 1,2 мПа·с.

Определить: среднюю проницаемость пласта; дебит скважины; обводненность скважины, если обводнится высокопроницаемый пропласток.

Решение

Вся толщина пласта равна сумме толщин пропластков:

h = h₁ + h₂ + h₃ = 3,6 + 0,4 + 6 = 10 м.

Средняя проницаемость неоднородного по толщине пласта и для скважины и для галереи определяется по формуле:

.

Дебит скважины рассчитывается по формуле однородного пласта, в которой проницаемость пласта заменена на среднюю проницаемость:

Пронумеруем пропластки сверху вниз. В этом случае самым высокопроницаемым пропластком является второй пропласток. Именно он обводнится первым и именно по этому пропластку пойдет вода, дебит которой равен:

.

Остальные два пропластка будут давать нефть. Дебит нефти равен сумме дебитов по пропласткам:

.

Коэффициентом обводненности скважины называется отношение дебита воды к дебиту жидкости

Как видно из расчетов (хотя большая часть пласта по толщине (9,6 м) занята нефтью) обводненность скважины в этом примере равна 76%.

Ответ: k_ср = 0,09 10^{-12 м2}; Q = 4,91 10^-4 м³/с; ν = 76%.

Пример 2.5

Нефтяной пласт толщиной 12 м и проницаемостью 0,27 мкм² разрабатывается скважиной радиусом 0,1 м. Радиус контура питания 150 м. Давления на контуре питания и скважине равны: p_к = 27 МПа, p_с = 13 МПа. Динамическая вязкость пластовой нефти μ = 13 мПа·с.

Через некоторое время призабойная область пласта засорилась. Вокруг скважины образовались две зоны внешними радиусами R₁ = 0,3 и R₂ = 1 м, проницаемости которых k₁ = 0,05 и k₂ = 0,1 мкм².

Определить: среднюю проницаемость пласта; дебит скважины; давления на границах зон.

Решение

По условиям задачи пласт является зонально-неоднородным и имеет три зоны (n = 3). Внешний радиус третьей зоны равен радиусу контура питания и имеет первоначальную проницаемость (R₃ = R_k = 150 м; k₃ = k = 0,27 мкм²). Внутренний радиус первой зоны равен радиусу скважины (R₀ = r_c = 0,1 м).

Средняя проницаемость зонально-неоднородного пласта в случае притока к скважине определяется по формуле:

Дебит скважины рассчитывается по формуле однородного пласта, в которой проницаемость пласта заменена на среднюю проницаемость:

Давление на границе первой зоны рассчитаем по формуле:

Давление на границе второй зоны рассчитаем по формуле:

Ответ: k_ср = 0,139 10^{-12 м2}; Q = 1,54 10^-3 м³/с; p(R₂) = 22,0 МПа; p(R₁) = 18,8 МПа.

Пример 2.6

Пласт толщиной h = 12 м разрабатывается скважиной радиусом r_c = 0,1 м и вскрывающей пласт на b = 3 м. Давления на контуре питания и скважине равны p_к = 42 МПа; p_с = 33 МПа. Пласт имеет проницаемость k = 170·10^{-15 м2}. По пласту фильтруется нефть с коэффициентом динамической вязкости μ = 14 мПа·с и плотностью 850 кг/м³. Радиус контура питания находится на расстоянии R_k = 100 м. Скважина несовершенна по характеру вскрытия. Глубина проникновения перфорационного канала в породу l_п = 2 см, диаметр перфорационного канала d_п = 1 см, число перфорационных отверстий на один метр длины скважины n_п = 10 отв./м.

Определить: коэффициенты учитывающие несовершенства скважины; приведенный радиус скважины; дебит скважины; коэффициент совершенства скважины.

Решение

По условиям задачи скважина является одновременно несовершенной и по степени и по характеру вскрытия. Для учета несовершенства по степени вскрытия пласта найдем отношение толщины скважины к диаметру скважины:

h/D_c = 12/0,2 = 60

и относительное вскрытие пласта:

= b/h = 3/12 = 0,4 = 40%.

По графику Шурова для нахождения C₁ (см. рисунок П.1) выбираем ближайшую линию к найденому значению h/D_c = 60. Ближайшая линия № 6 имеет значение 80. На оси абцисс выбираем вычисленное значение относительного вскрытия пласта = 0,4 и ведем до пересечения с выбранной линией, а потом – на шкалу значений С₁.

Если значение степени вскрытия пласта меньше < 0,4, то ведем на левую шкалу C₁, если-же > 0,4, то на правую шкалу. По графику находим C₁ = 5,5.

Для учета несовершенства по характеру вскрытия пласта найдем отношение глубины проникновения перфорационного канала в породу к диаметру скважины:

l_п/D_c = 0,02/0,2 = 0,1;

отношение диаметра перфорационного канала к диаметру скважины:

d_п/D_c = 0,01/0,2 = 0,05;

произведение число перфорационных отверстий на один метр длины скважины на диаметр скважины:

n_п D_c= 10·0,2 = 2.

По графикам Шурова для нахождения C₂ (см. рисунки П.2 – П.6) выбираем график с ближайшим значением l_п/D_c к найденому значению. В данном случае это график со значением l_п/D_c = 0,1.

По значению d_п/D_c выбираем номер линии на графике. Значение d_п/D_c = 0,05 лежит между линиями № 2 и № 3.

На оси абцисс выбираем вычисленное значение n_п D_c = 2 и ведем до пересечения с выбранной линией, а потом – на шкалу значений С₂. По графику находим C₂ = 7,5.

Приведенный радиус скважины r_пр рассчитаем по формуле:

r_пр = r_c e ^{– (С1 + С2)} = 0,1·e ^{– (5,5 + 7,5)} = 0,1·e ^{– 13} = 2,26·10^{-7 м.}

Дебит несовершенной скважины рассчитаем по формуле:

Коэффициентом совершенства скважины d называется отношение дебита несовершенной скважины к дебиту совершенной скважины:

Ответ: C₁ = 5,5; C₂ = 7,5; r_пр = 2,26·10^{-7 м;} Q = 4,14 10^-4 м³/с; δ = 0,347.

Задачи к контрольной работе

Задача 2.1

Определить значение числа Рейнольдса у стенки гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия нефтяной скважины, если известно, что эксплуатационная колонна перфорирована: на каждом погонном метре колонны прострелено 10 отверстий диаметром d_п = 10 мм, толщина пласта h = 15 м, проницаемость пласта k = мкм², пористость его m = 18%, коэффициент вязкости нефти μ = 4 мПа·с, плотность нефти ρ = 870 кг/м³; дебит скважины составляет 140 м³/сут.

Задача 2.2

Определить дебит галереи шириной В = 100 м, если толщина пласта h = 10 м, расстояние до контура питания L = 300 м, коэффициент проницаемости пласта k = 1 мкм², динамический коэффициент вязкости нефти μ = 2 мПа·с, давление на контуре питания p_к = 8 МПа, давление в галерее p_г = 4 МПа.

Задача 2.3

Определить, нарушается ли закон Дарси в галереи шириной В = 200 м, если толщина пласта h = 5 м, расстояние до контура питания L = 100 м, коэффициент проницаемости пласта k = 0,2 мкм², динамический коэффициент вязкости нефти μ = 2 мПа·с, пористость пласта 15%, давление на контуре питания p_к = 18 МПа, давление в галерее p_г = 4 МПа.

Задача 2.4

Определить время движения нефти от контура питания к галереи шириной В = 200 м, если толщина пласта h = 15 м, расстояние до контура питания L = 200 м, коэффициент проницаемости пласта k = 0,5 мкм², динамический коэффициент вязкости нефти μ = 12 мПа·с, пористость пласта 12%, давление на контуре питания p_к = 18 МПа, давление в галерее p_г = 8 МПа.

Задача 2.5

Определить давление на расстоянии 50 метров от галереи шириной В = 200 м, если толщина пласта h = 15 м, расстояние до контура питания L = 200 м, коэффициент проницаемости пласта k = 0,15 мкм², динамический коэффициент вязкости нефти μ = 12 мПа·с, дебит галереи 200 м³/сут. и давление в галерее p_г = 8 МПа.

 

Задача 2.6

Определить дебит нефтяной скважины в случае установившейся плоскорадиальной фильтрации нефти по закону Дарси, если известно, что давление на контуре питания p_к = 18 МПа, давление на забое скважины pс = 10 МПа, коэффициент проницаемости пласта k = 0,3 мкм², толщина пласта h = 15 м, диаметр скважины D_с = 20 см, радиус контура питания R_k = 1 км, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 12 мПа·с.

Задача 2.7

Определить, нарушается ли закон Дарси на расстоянии 1 м от нефтяной скважины, если известно, что давление на контуре питания p_к = 8 МПа, давление на забое скважины p_с = 3 МПа, коэффициент проницаемости пласта k = 0,3 мкм², толщина пласта h = 10 м, диаметр скважины D_с = 20 см, радиус контура питания R_k = 100 м, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 20 мПа·с, пористость пласта 12%.

Задача 2.8

Определить время движения нефти от контура питания к скважине, если известно, что давление на контуре питания p_к = 15 МПа, давление на забое скважины p_с = 5 МПа, коэффициент проницаемости пласта k = 0,6 мкм², толщина пласта h = 5 м, диаметр скважины D_с = 20 см, радиус контура питания R_k = 100 м, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 15 мПа·с, пористость пласта 17%.

Задача 2.9

Определить давление на расстоянии 3 м от нефтяной скважины в случае установившейся плоскорадиальной фильтрации нефти по закону Дарси, если известно, что давление на контуре питания p_к = 28 МПа, коэффициент проницаемости пласта k = 0,3 мкм², толщина пласта h = 15 м, диаметр скважины D_с = 20 см, радиус контура питания R_k = 1 км, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 12 мПа·с. Дебит нефтяной скважины 86 м³/сут.

Задача 2.10

По модели пласта в виде керна диаметром 2 см и длиной 5 см за десять минут прокачано два литра нефти.

Определить коэффициент проницаемости керна, если известно, что разность давлений на входе жидкости в образец и на выходе Δp = 1,2 МПа; динамический коэффициент вязкости нефти μ = 12 мПа·с.

Задача 2.11

Построить индикаторную диаграмму для нефтяной совершенной скважины, если известно, что давление на контуре питания p_k = 8,82 МПа, коэффициент проницаемости пласта k = 0,06 мкм², толщина пласта h = 10 м, диаметр скважины D_с = 24,8 см, расстояние от оси скважины до контура питания R_k = 10 км, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 5 мПа с. Фильтрация происходит по закону Дарси.

Задача 2.12

Нефтяная скважина радиусом r_c = 0,1 м и контуром питания R_k = 250 м даёт дебит 100 м³/сут.

Определить дебит скважины при той же депрессии, если радиус скважины увеличен в два раза.

Задача 2.13
При исследовании нефтяной скважины на стационарном режиме получены следующие значения манометрических давлений и расходов. Определить гидропроводность пласта, если радиус контура питания 100 м, радиус скважины 0,1 м.	Q, м3/сут	Pмс, МПа
0,0	19,9
8,1	19,4
15,8	18,9
24,3	18,4
31,7	17,9
37,0	17,4
Задача 2.14
При исследовании нефтяной скважины на стационарном режиме получены следующие значения манометрических давлений и расходов. Определить проницаемость пласта, если радиус контура питания 150 м, радиус скважины 0,1 м, толщина пласта 10 м, а вязкость газа μ = 25 мПа·с.	Q, м3/сут	Pмс, МПа
0,0	49,9
8,6	48,8
17,2	47,9
25,9	46,8
34,5	45,9
40,2	44,8
Задача 2.15
При исследовании нефтяной скважины на стационарном режиме получены следующие значения манометрических давлений и расходов. Определить толщину пласта, если радиус контура питания 250 м, радиус скважины 0,1 м, проницаемость пласта k = 0,3 мкм2, а вязкость нефти μ = 15 мПа·с.	Q, м3/сут	Pмс, МПа
0,0	24,9
10,0	24,5
20,0	24,0
30,0	23,6
40,0	23,1
50,0	21,5

 

 

Задача 2.16
При исследовании нефтяной скважины на стационарном режиме получены следующие значения манометрических давлений и расходов. Определить гидропроводность пласта, если радиус контура питания 200 м, радиус скважины 0,1 м.	Q, м3/сут	Pмс, МПа
0,0	24,9
24,1	23,9
47,9	22,9
72,2	21,9
95,8	20,9
110,0	19,9

Задача 2.17

Определить дебит нефтяной галереи шириной В = 100 м, расстояние до контура питания L = 300 м, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 2 мПа·с, давление на контуре питания p_к = 8 МПа, давление на галерее p_г = 4 МПа. Пласт неоднороден по толщине и состоит из трех пропластков проницаемости которых 0,25; 0,12 и 0,06 мкм², а толщины 2; 3 и 5 метров.

Задача 2.18

Определить дебит нефтяной галереи шириной В = 150 м, расстояние до контура питания L = 200 м, динамический коэффициент нефтяной нефти μ = 12 мПа·с, давление на контуре питания p_к = 18 МПа и давление на галерее p_г = 5 МПа. Пласт состоит из двух зон, проницаемости которых соответственно равны 0,12 и 0,26 мкм². Длина первой зоны 50 метров. Толщина пласта 5 м.

Задача 2.19

Происходит приток нефти к галерее в зонально-неоднородном пласте состоящим из двух зон, проницаемости которых соответственно равны 0,52 и 0,16 мкм². Длинны зон – 50 и 150 м.

Определить давление на границе зон, если давление на контуре питания p_к = 18 МПа, давление на галерее p_г = 5 МПа.

Задача 2.20

Определить дебит газовой галереи шириной В = 100 м, расстояние до контура питания L = 300 м, динамический коэффициент вязкости газа μ = 0,017 мПа·с, абсолютные давление на контуре питания p_к = 10 МПа, давление на галерее p_г = 5 МПа. Пласт неоднороден по толщине и состоит из трех пропластков, проницаемость которых: 0,20; 0,15 и 0,05 мкм², а толщины: 3; 2 и 5 метров.

Задача 2.21

Определить дебит газовой галереи шириной В = 150 м, расстояние до контура питания L = 200 м, динамический коэффициент вязкости газа μ = 0,015 мПа·с, абсолютные давление на контуре питания p_к = 18 МПа, давление на галерее p_г = 8 МПа. Пласт состоит из двух зон, проницаемости которых соответственно равны 0,26 и 0,12 мкм². Длина первой зоны 50 метров. Толщина пласта 15 м.

Задача 2.22

Происходит приток газа к галерее в зонально-неоднородном пласте, пласт состоящем из двух зон, проницаемости которых соответственно равны 0,25 и 0,10 мкм². Длинны зон – 100 и 150 м.

Определить давление на границе зон, если абсолютные давление на контуре питания и галереи 20; 5 МПа.

Задача 2.23

Определить дебит нефтяной скважины с расстоянием до контура питания Rк = 300 м, динамическим коэффициентом вязкости нефти μ = 2 мПа·с, давлением на контуре питания p_к = 8 МПа, давлением на скважине p_с = 4 МПа. Пласт неоднороден по толщине и состоит из трех пропластков, проницаемость которых: 0,35; 0,22 и 0,16 мкм², а толщины: 2; 3 и 5 метров.

Задача 2.24

Определить дебит нефтяной скважины с расстоянием до контура питания R_к = 200 м, динамическим коэффициентом вязкости жидкости μ = 12 мПа·с, давлением на контуре питания p_к = 18 МПа, давление на скважине p_с = 5 МПа. Пласт состоит из двух зон, проницаемости которых соответственно равны 0,12 и 0,5 мкм². Внешние радиусы зон – 1 и 100 метров. Толщина пласта 8 м.

Задача 2.25

Происходит приток нефти к скважине в зонально-неоднородном пласте, состоящем из двух зон, проницаемости которых соответственно равны 0,20 и 0,40 мкм². Внешние радиусы зон – 1 и 100 метров.

Определить давление на границе зон, если давление на контуре питания p_к = 25 МПа, давление на галерее p_с = 5 МПа.

Задача 2.26

Определить дебит газовой скважины с расстоянием до контура питания R_к = 200 м, динамическим коэффициентом вязкости газа μ = 0,015 мПа·с, давлением на контуре питания p_к = 9 МПа, давлением на скважине p_с = 4 МПа. Пласт неоднороден по толщине и состоит из трех пропластков, проницаемость которых: 0,15; 0,22 и 0,36 мкм², а толщины: 5; 3 и 2 метров.

 

Задача 2.27

Определить дебит газовой скважины с расстоянием до контура питания R_к = 100 м, динамическим коэффициентом вязкости газа μ = 0,017 мПа·с, абсолютным давлением на контуре питания p_к = 17 МПа, давлением на скважине p_с = 8 МПа. Пласт состоит из двух зон, проницаемости которых соответственно равны 0,25 и 0,40 мкм² Внешний радиус первой зоны 1 м. Толщина пласта 9 м.

Задача 2.28

Происходит приток газа к скважины в зонально-неоднородном пласте, состоящем из двух зон, проницаемости которых соответственно равны 0,20 и 0,50 мкм². Внешние радиусы зон – 1 и 100 метров.

Определить давление на границе зон, если абсолютные давление на контуре питания и галереи 20; 5 МПа.

Задача 2.29

В однородном нефтяном пласте с проницаемостью k провели соляно-кислотную обработку, после чего вокруг скважины образовались три зоны. В первой – радиусом 0,2 м – проницаемость возросла в 10 раз; во второй зоне радиусом 1 м – проницаемость возросла в 3 раза; в третьей зоне – радиусом 100 метров проницаемость не изменилась.

Во сколько раз увеличится дебит скважины?