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
, МПа2/(тыс. м3/сут)	, МПа2/(тыс. м3/сут)2

Таблица 14 - Результаты расчета дебита скважины по газу и воде

Год	, МПа	, мПа·с	, тыс. м3/сут или , м3/сут/МПа и , м3/сут	, тыс. м3/сут	, м3/сут
1-ый пропл.	2-ой пропл.	3-ий пропл.	4-ый пропл.	5-ый пропл.