Проведенные эксперименты на модели и результаты их обработки показали, что наибольшие погрешности при определении величины проницаемости однородного пласта, т.е. Кi = const и х =1 дают формулы, предложенные при полном вскрытии пласта в работах [4], [5], [6] и [3]. Этот результат закономерен, если исходить из того, что при полном вскрытии (в плане) пласта дренируемой горизонтальной скважиной на концах горизонтального ствола значения пластового и забойного давлений приравниваются, что противоречит истинному процессу, происходящему при дренировании пласта горизонтальной скважиной. На рис. 30 а, б, в показаны схемы форм зоны дренирования принятыми в работах [2]¸[6] при полном вскрытии горизонтальным стволом и точки совпадения пластового и забойного давлений. Поэтому с позиции достоверности определяемых параметров пласта и производительности горизонтальной скважины наиболее надежным является метод [8].
Аналогичные исследования были проведены и при Кабс = 0,05 мкм2. Поэтому варианты V01пс, V02пс, V03пс, V04пс, V05пс, V06пс и V07пс являются полным аналогом вариантов V01пв, V02пв, V03пв, V04пв, V05пв, V06пв и V07пв с той лишь разницей, что вместо Кабс = 0,1 мкм2 принято Кабс = 0,05 мкм2. Приведенные в таблице 2 результаты также получены по тем же методам, которые были использованы при обработке результатов экспериментов вариантов с индексами "пв". Размеры зоны дренирования сохранены как и при вариантах с индексами "пв". Поэтому соотношение величин проницаемостей, определяемые для вариантов V01пс, V02пс, V03пс, V04пс, V05пс, V06пс и V07пс оказались практически такими же, как и в таблице 17. По этим вариантам также наиболее точные результаты получены по методике [8].
Принципиально другими по постановке задачи являются варианты V01пв, V02пв, V03пв, V06пв и V07пв. Эти варианты предусматривают не только разгазирование нефти в призабойной зоне, но и возможность порыва свободного верхнего газа. Как показали опыты при рассматриваемых характеристиках пористой среды, давления насыщения нефти газом, количестве растворенного газа в нефти, сначала происходит разгазирование нефти и. следовательно, ухудшение производительности горизонтальной скважины. Затем к этому добавляется прорыв верхнего газа и происходит еще более интенсивное снижение дебита нефти во времени.
Однако это не означает, что дегазации нефти и прорыв верхнего газа всегда происходит последовательно. Возможность одновременного влияния как разгазирование нефти, так и прорыв газа зависит от толщины пласта, вертикальной проницаемости, профиля горизонтального ствола, количества растворенного газа, создаваемой на пласт депрессии, вскрытия и т.д.
В рассматриваемом примере сначала ухудшение фазовой проницаемости для нефти происходит в результате разгазирования. Поэтому на рис. 18, 19, 20 и 28 влияние прорыва верхнего газа фиксируется достаточно четко. В тех вариантах, в которых прорыв верхнего газа не фиксирован — V06дв, V07дв, V01дс, V02дс, V03дс, V06дс и V07дс отсутствие прорыва верхнего газа связано с недостаточностью времени работы скважины для прорыва. Поэтому вариант V03др был выполнен с более длительной продолжительностью работы скважины на режимах.
Результаты обработки данных исследования горизонтальной скважины, вскрывшей нефтяную залежь с газовой шапкой толщиной 19 м (см. рис. 3а) при проницаемости Кабс = 0,1 мкм2 и с индексами вариантов "дв" приведены в таблице 11. Всего таких вариантов 5: V01дв, V02дв, V03дв, V06дв и V07дв. На каждом из этих вариантов исследование проводилось на трех режимах. Так, например, при варианте V01дв для Кабс = 0,1 мкм2 и Lcк = 100 м на рис. 18 показаны три кривые Qн от t. Согласно этих зависимостей для 1-го режима прорыв верхнего горизонта происходит только на 18-е сутки, для 2-го — на 14-е сутки, а для 3-го режима — 10-е сутки, что вполне закономерно, так как при одинаковых параметрах пористой среды на третьем режиме депрессия на пласт в три раза выше, чем депрессия на первом режиме. Из приведенных на рис. 18 кривых видно, что интенсивность снижения дебита с прорывом верхнего газа существенно увеличивается. Поэтому величины проницаемостей, определенные различными методами с момента прорыва верхнего газа резко снижаются. В целом варианты V01дв, V02дв, V03дв отличаются только длиной горизонтального ствола и полнотой вскрытия зоны дренирования скважиной. Как было отмечено выше, наиболее достоверным методом определения проницаемости является метод, предложенный в [8] для случая 100 £ Lcк £ 350 м. При расчетах величин проницаемостей по вариантам V01дв, V02дв, V03дв, V06дв и V07дв размеры зоны дренирования приняты как при вариантах с индексами "пв" и "пс".
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
