Учет параметра анизотропии и размеров зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, страница 2

Для более наглядного представления процесса прорыва газа и разгазирования нефти и их влияние на производительность горизонтальных скважин вариант V03_дв был заменен с вариантом V03_др отличающийся от V03_дв только тем, что скважина работала 49 дней. Эти результаты показаны на рис. 28 кривыми 1¸3. Из этих кривых были выделены характерные даты (точки), на которых происходили наиболее значительные изменения дебитов во времени. Согласно этим данным дебиты, следовательно, и проницаемости для нефти снижаются за ~ 50 дней работы скважины более чем в два раза. В дальнейшем интенсивность снижения дебита существенно замедляется. Так, например, на третьем режиме работы скважин дебит нефти за первые 1¸6 сутки снижается: от 1850 до 1100 т/сут. за 6¸16 сутки. Остается практически постоянным и равным ~1100 т/сут. дальнейшее разгазирование нефти в призабойной зоне практически не влияет на производительность скважины ); за  17¸30 сутки в результате прорыва газа дебит снижается от 1100 до 700 т/сут., а затем интенсивность снижения замедляется и следующие 10 суток дебит нефти изменяется от 700 до 650 т/сут. Такой заниженный темп изменения дебита будет продолжаться до распространения газонасыщенности пласта газами разгазирования и прорыва s_г, способность обеспечить подвижность газовой фазы в пределах призабойной зоны, где P_з значительно отличается от Р_пл. Очень четко прослеживается процесс снижения дебита нефти на первом режиме (см. рис. 28. кривая 1), когда при незначительной депрессии на пласт за первые 42 дня происходит снижение дебита за счет разгазирования, а начиная с 42 дня прорыв верхнего газа, который интенсивно снижает дебит нефти 43-47 сутки работы скважины. Затем наступает период сравнительной стабилизации режима работы газовой скважины.

В таблице 6 приведены значения пластового давления по координатам х, у, и z, забойного давления по длине горизонтального ствола, сетка разности давлений, позволяющая установить геометрические размеры зоны дренирования во времени и по координатам, сетки газо- и нефтенасыщенностей по координатам и во времени, дебитов нефти и газа во времени. Приведенные в этой таблице насыщенности позволяют оценить текущие коэффициенты фазовых проницаемостей для нефти и газа, а затем их сравнить с начальными их значениями, получаемые по данным исследованиям скважины первые сутки.

Кроме вариантов V01_дв, V02_дв, V03_дв и V06_др были исследованы варианты V06_дв  и V07_дв  для случаев, когда параметры анизотропии соответственно были приняты х = = 0,1 и х = = 0,315. При принятых геометрических размерах зоны дренирования и длины горизонтального ствола L_cк = 350 м (совершенная по вскрытию пласта) значения проницаемостей, вычисленных для различной продолжительности работы скважины на режимах,  приведены в таблице 11. Как видно из данных, приведенных в этой таблице, значения проницаемостей, вычисленных по формулам, полученных для изотропных пластов, оказались примерно в 2-6 раз ниже горизонтальной проницаемости, использованной при моделировании. Установлено, что при х = 0,315 К_г ниже использованного при моделировании ~ 2-2,5 раз,  а при х = 0,1примерно 3-6 раз. Точные значения проницаемости в горизонтальном направлении получены как при х = 0,315, так и при х = 0,1  по методике [3], если исходит не из абсолютного значения К_y и K_z, а из их соотношения через х. Так, например, по варианту V07_дв через 1 сутки работы скважины на 3-ем режиме, величина х оказалась         х = =0,315. Точно такие же результаты получаются и на первом. и на втором режимах работы скважины по варианту V07_дв (см. таблицу). Например, на 1-ом режиме через 1 сутки работы х = =0,315. Позже будет рассмотрена пригодность формул для определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, предложенных с учетом влияния параметра анизотропии пласта.