Модель горизонтальной скважины или трещины ГРП в ограниченном пласте.

В рассматриваемой модели пласт ограничен поверхностью прямоугольного параллепипеда с двумя горизонтальными (х,у) и одной вертикальной (z) осью длины L_xи шириныL_y. L_z=h- высота пласта. Скважина описывается как круговой цилиндр, ориентированный по горизонтальной оси (х) радиуса Rи длины L_скв. Пласт -однородная анизотропная среда, характеризуемая проницаемостью вдоль горизонтальных осей k_xk_y, и вертикальной проницаемостью k_z проницаемость в горизонтальной плоскости , в вертикальной, перпендикулярной оси скважины (рис. 1). Расстояния от оси скважины до горизонтальных границ пласта: ближней - d, дальней – D(h=D+d- мощность пласта).

Рисунок 1.1

После пуска скважины в окружающем коллекторе принципиально возможно возникновение нескольких сменяющих друг друга режимов течения.

Непосредственно после пуска наблюдается так называемый «ранний радиальный режим». При этом импульс давления движется по высоте пласта. На скорость его распространения влияет вертикальная проницаемость (рис. 1.2).

После того как импульс давления достигает ближней границы пласта, начинается «полурадиальный режим течения» (рис.1.3).

Рисунок 1.2

Рисунок 1.3

После достижения импульсом обеих вертикальных границ начинается «ранний линейный режим течения». В результате очень высокой проводимости ствола можно считать, что импульс давления распространяется по нему мгновенно. Причем влияние изменения давления на концах скважины пока еще несущественно (рис. 1.4). Поэтому линии тока ориентированы по простиранию пласта в направлении, перпендикулярном оси скважины.

Рисунок 1.4

При русловом строении пласта, когда ширина пласта существенно больше
его длины(Lx>>Ly), может наблюдаться так называемый «поздний линейный
режим» (рис. 1.5.а). Линии тока ориентированы по простиранию пласта в
направлении, совпадающем с осью скважины.

При большой протяженности пласта по простиранию попрошествии длительного времени может наблюдаться так называемый «эллиптический режим течения», переходящий в псевдорадиальный (рис. 1.5.б).

Рисунок 1.5

Билет 15

Контроль выработки запасов при вытеснении нефти и газа закачиваемой водой.

Степень извлечения углеводородов определяют соответственно коэффициенты, оцениваемые как отношение извлеченной доли запасов к начальным балансовым геологическим запасам.

В период заводнения коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента охвата пласта заводнением и коэффициента вытеснения нефти:

Текущий коэффициент вытеснения – отношение объема вытесненной (на момент оценки) нефти к объему с начальной нефтью. Он может быть выражен через параметры нефтенасыщения:

Где  -текущая нефтенасыщенность,  -начальная нефтенасыщенность

Конечный коэффициент вытеснения:

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определяется по керну, взятому в условиях раствора на нефильтрационной основе, или по ГИС в незатронутой обводнением части залежи

Коэффициент - отношение заводняемого объема участка пласта, охваченного вытеснением, к первоначальному нефтенасыщенному его объему (при этом толщина заводненной части пласта оценивается только по данным ГИС-контроля).