Практическое занятие №9
по теме «Расчет производительности обводняющейся газовой скважины в слоисто-неоднородном пласте»
Цель: изучить метод определения дебита обводняющейся скважины по газу и попутно добываемой пластовой воде в слоисто-неоднородном пласте.
Представим, что скважина вскрывает газоносный пласт, состоящий из пропластков различной проницаемости
,
, …
и толщиной
,
, …
соответственно, причем
. По результатам испытаний скважины на стационарных режимах известны начальные значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений
и
.
Для оценки долевого участия каждого пропластка в общем дебите скважины необходимо определить значения коэффициентов и
(
1, 2, …,
), характеризующих фильтрационные сопротивления пропластков. С этой целью запишем соотношения, следующие из структуры коэффициентов фильтрационных сопротивлений:
(119)
(120)
где - вероятность, с которой встречается пропласток проницаемостью
;
- начальная газонасыщенная толщина пласта, м;
– средневзвешенное значение проницаемости, мкм2.
Дебит скважины есть сумма дебитов по каждому пропластку
(121)
где
(122)
(123)
Согласно схеме послойного вытеснения по мере обводнения скважины число газоотдающих пропластков уменьшается, а водопроявляющих, соответственно, увеличивается. Тогда при обводнении пропластка проницаемостью (
) текущий дебит газа равен
(124)
а дебит воды по этой скважине
(125)
Для определения текущего дебита воды воспользуемся следующим соотношением между коэффициентом фильтрационного сопротивления и коэффициентом продуктивности этого пропластка по воде
:
(126)
Соотношение (126) получено с учетом размерностей: ,
,
.
При известной депрессии на пласт дебит воды по -ому пропластку вычисляется как
(127)
Задача 9. Разрабатывается слоисто-неоднородная газовая залежь при упруговодонапорном режиме с заданной динамикой темпа отбора газа на периоды нарастающей и постоянной добычи. Продуктивные отложения в пределах каждого пропластка принимаются однородными по коллекторским и емкостным свойствам. Размещение скважин по площади залежи – равномерное в пределах зоны разбуривания. Технологический режим эксплуатации «средней» скважины - постоянная депрессия на пласт. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений не изменяются во времени. Исходные данные: состав и псевдокритические параметры пластового газа, коэффициенты фильтрационных сопротивлений, депрессия на пласт известны по результатам решения задач 1 и 2. Динамика изменения во времени пластового давления, «среднего» дебита скважины, положения границы раздела газ-вода по пропласткам известны по результатам решения задачи 8 (см. таблицу 11 и 12). Темп отбора в период постоянной добычи, продолжительность периода нарастающей добычи, доля накопленной добычи газа за период нарастающей и постоянной добычи приведены в приложении Б (таблица Б.5). Характеристики пропластков приведены в приложении Б (таблица Б.5). Вязкость воды в пластовых условиях
0,74 мПа∙с, относительная фазовая проницательность
0,2, расстояние от начального положения газоводяного контакта до зоны разбуривания
1500 м.
Рассчитать коэффициенты фильтрационных сопротивлений и коэффициент продуктивности для всех пропластков, динамику дебита по газу и воде для скважины, наиболее близко расположенной к начальному газоводяному контакту (на расстоянии равном ), на периоды нарастающей и постоянной добычи.
Порядок расчета
1 Присваиваем величине i значение ноль (i – год разработки залежи). Рассчитываем коэффициенты фильтрационных сопротивлений и
по формулам (119) и (120) для всех пропластков. Результаты расчета заносим в таблицу 12.
2 На каждый момент времени для рассматриваемой скважины определяем номера газоотдающих пропластков и водопроявляющих по результатам полученным в 8 задаче и рассчитываем коэффициент вязкости газа по формулам (76)…(79).
3 На каждый момент времени рассчитываем для газоотдающих пропластков дебит по газу по формуле (123), для водопроявляющих – коэффициент продуктивности
и дебит по воде
по формулам (126) и (127) соответственно.
4 Рассчитываем на каждый момент времени суммарный дебит рассматриваемой скважины по газу и по воде
по формулам (124) и (125) соответственно.
Результаты расчета заносим в таблицы 13 и 14.
Таблица 13 - Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений
Номер пропластка | Коэффициенты фильтрационных сопротивлений | |
![]() | ![]() | |
![]() |
Таблица 14 - Результаты расчета дебита скважины по газу и воде
Год | ![]() | ![]() | ![]() ![]() ![]() | ![]() | ![]() | ||||
1-ый пропл. | 2-ой пропл. | 3-ий пропл. | 4-ый пропл. | 5-ый пропл. | |||||
![]() |