В общем фильтрационном сопротивлении до и после ГРП

 

Характеристика	R с /R эф	R 1	R2	R3	R4	R5	R6	R7	R8	R9	Rк
Доля общего фильтрационного сопротивления, %	0	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100
ρ до ГРП
До ГРП (Rс, м)
ρ после ГРП
После ГРП (Rэф, м)

 

При расчете значения ρ и R после ГРП вместо радиуса скважины R_с используется эффективный радиус R_эф. Эффективный радиус скважины – это радиус такой воображаемой скважины, дебит которой равен дебиту данной скважины после проведения ГРП, при тех же параметрах пласта.

Проанализируем полученные результаты и построим график распределения зон одинакового фильтрационного сопротивления по площади дренирования до и после ГРП (см. пример расчета).

 

ПРИМЕР РАСЧЕТА

РАСЧЕТ 1

Расчет эффективности ГРП с применением метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений

 

В табл. 9 приведены исходные данные, постоянные для всех вариантов. 

Таблица 9

Исходные данные (постоянные для всех вариантов)

Обозначение	Характеристика	Значение	Единица измерения
в	Вязкость воды	1	мПас
Rс	Радиус скважины	0,1	м
lтр	Полудлина трещины	10; 25; 50; 100	м

 

В табл. 10 приведены исходные данные (по варианту).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 10

Исходные данные (по варианту)

 

Обозначение	Характеристика	Значение	Единица измерения
	Половина расстояния между скважинами	200	м
н	Вязкость добываемой нефти	4	мПас
Pс	Давление на добывающей скважине	70	атм
Pн	Давление на нагнетательной скважине	220	атм
k	Проницаемость пласта	40	мДарси
h	Толщина пласта	22	м

                                                                                                                  kh                     ^-10 м³/Па·с.

Рассчитаем гидропроводность:  ; _=2,2  10

_н

Рассчитаем радиус контура питания: R _К  2/ ; R_к=225.7м.

Рассчитаем дебит скважины, расположенной в центре кругового участка (см. рис. 3.):

q к.у.  kh н  1P кlnPR c к ; qк.у.=231,88 м3/сут; (Рк = Рн).

2 R _c

Рассчитаем геометрическое фильтрационное сопротивление рас-

                                                                                                                                                                              1   R ^к

положенного в центре кругового участка пласта: _кр.  2ln R _c ; _кр.

=1,229;

                                                                                                                                                                    ^ ^{н      *} =4.

           Рассчитаем отношение вязкостей нефти и воды:       ; 

_в Затем разделим зону дренирования скважины на десять кольцевых участков, одинаковых по фильтрационному сопротивлению: 

                                                 R                   R R R R R R R R R R 

г  ln R к  ln_ R1c  R12  R32  R43  R54  R65  R76  R78  R98  R9к   ln10.

c

 R^к 

                                                                   ^ln ^/10

             Рассчитаем _: e^{ R c }      ; _= 2,138469.

Зная ρ, определим размеры 10 зон дренирования скважины, одинаковых по фильтрационному сопротивлению, рассчитаем радиусы зон одинакового фильтрационного сопротивления и определим доли участия прискважинных зон в общем фильтрационном сопротивлении (табл. 11), в общей площади, объёме и в общих геологических запасах нефти:

R₁  R _c ; R₂  R _c ²; R₃  R _c ³;……..R₉  R _c ^9.

Таблица 11 Доля участия прискважинных зон в общем фильтрационном сопротивлении

Характеристика	R1	R2	R3	R4	R5	R6	R7	R8	R9	Rк
R, м	0,22	0,47	1,01	2,19	4,8	10,3	22,3	48,2	104,3	225,7
S, м2	0,15	0,689	3,23	15,1	332	332	1556	7288	34142	159953
Доля общего фильтрационного сопротивления, %	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100
Доля площади, объёма и геологических запасов нефти, %	910-05	410-04	0,002	0,01	0,044	0,207	0,972	4,556	21,344	100

 

Проанализируем полученные результаты. 

Проведем расчеты дебита скважины до (q) и после ГРП (q_грп1) и коэффициента уменьшения фильтрационного сопротивления 1 после ГРП для однорядной системы заводнения с гидроразрывом по всем добывающим скважинам и занесем результаты в таблицу (табл.12): 

                                                    kh                             P н  P c                                                            ;

                                           q  

                                                   н      1 2 1 ln 2  2  2 1 ln 2

^ 2 2 R _c 2 2 2 R _c грп kh P н  P с

                                                        q 1  ^н 1_  1 ln 2 1 1 ln 2;

  2 R _c  l _тр

                                                                                 1 1     2     1     2

                                                                                  _  ln       1 ln

                                                  1    11  22Rc 1 22R c .

                                                             грп.1                   ln       1 ln

  2R _c  l _тр

 

Таблица 12

Результаты расчетов для однорядной системы заводнения (гидроразрыв по всем добывающим скважинам)

 

*		lтр, м
	10	25	50	100
		1
2	1.387	1.591	1.789	2.045
4	1.396	1.606	1.813	2.081
9	1.401	1.615	1.827	2.102
25	1.404	1.62	1.834	2.113
		q, м3/сут
4		90,29
		qгрп1, м3/сут
4	125,22	143,616	161,572	184,66

 

Проанализируем полученные результаты.

Далее проведем расчеты дебита скважины до (q) и после ГРП

(q_грп2) и коэффициента уменьшения фильтрационного сопротивления 2 после ГРП для однорядной системы заводнения с гидроразрывом по всем добывающим и нагнетательным скважинам и занесем результаты в таблицу (табл.13): 

q грп.2  ^kh ^н  1_ 2 1 ln 2P н2Pc  2 1 ln 2;

                                                                                  2 l _тр                    2 2 l _тр

                                                                                 1 1     2    1     2

                                                                                  _  ln       1 ln

2  грп.2   1  1 2ln2Rc 11 ln 22R c .

  l тр  l тр

Проанализируем полученные результаты.

Рассчитаем дебит скважины до (q_з.1) и после ГРП (q_{грп 3.1}) и коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления 3.1 после ГРП для однорядной системы заводнения с гидроразрывом по всем добывающим и нагнетательным скважинам, но у которых в прискваженном участке радиуса R5 проницаемость была ухудшена в 10 раз (табл.14): 

                                             q з.1  kh                         P k  P c                                                      ;

                                                          _н                1 1     2     1      2 

5,5* ln 2 R c 1ln 2 R c 



                                       q грп.з.1  ^kh ^н  1_  1 ln 2 P k P1c 1 ln   2 ;

  l _тр  2 R₅  l _тр  2 R₅

3.1  г.з.1  51.511 1 ln222R c 111 ln 222R c .

                                                       грп.з.1             ln             1 ln

  l _тр 2R₅  l _тр 2R₅

Таблица 13

Результаты расчетов для однорядной системы заводнения

(гидроразрыв по всем добывающим и нагнетательным скважинам)

*		lтр, м
	10	25	50	100
		2
2	1.414	1.639	1.863	2.158
4	1.407	1.626	1.844	2.128
9	1.406	1.625	1.841	2.125
25	1.406	1.624	1.84	2.123
		q, м3/сут
4		90,29
		qгрп2, м3/сут
4	127,689	147,986	168,212	194,843

 

                                                                                         Таблица 14

Результаты расчетов для однорядной системы заводнения

(гидроразрыв по всем добывающим и нагнетательным скважинам, проницаемость ухудшена в 10 раз на радиусе R 5 )

*		lтр, м
	10	25	50	100
		2
2	5.369	8.324	9.838	11.604
4	5.371	8.273	9.745	11.451
9	5.371	8.266	9.734	11.432
25	5.371	8.263	9.728	11.423
		qз.1, м3/сут
4		16,416
		qгрп3.1, м3/сут
4	88,122	136,651	161,5	190,499

 

Проанализируем полученные результаты.

Далее проведем расчеты дебита скважины до (q_з.2) и после ГРП

(q_грп3.2) и коэффициента уменьшения фильтрационного сопротивления 3.2 после ГРП для однорядной системы заводнения с гидроразрывом по всем добывающим и нагнетательным скважинам, у которых была засорена прискваженная зона радиусом R2 и проницаемость была ухудшена в 10 раз (табл. 15): 

                                             q з.2  kh                          P k  P c                                                      ;

                                                          _н                 1 1     2     1      2 

2.8* ln 2 R c 1ln 2 R c 



                                      q грп.з.2  ^kh ^н  1_  1 ln 2 P k P1c 1 ln   2 ;

  l _тр  2 R₂  l _тр  2 R₂

3.2  грпг.з..з2.2  21.811ln1 ln222 Rc111 1lnln 222 R c .  

                                                                                l _тр  2 R₂              l _тр  2 R₂

Таблица 15