Перфорации колонны

Большие трудности представляют расчеты предельных без­водных и безгазовых дебитов в подгазовых нефтяных залежах с подошвенной водой, а также определение оптимальных интерва­лов вскрытия с целью достижения наибольшего извлечения нефти.

Ниже приведем упрощенное решение этой сложной задачи. Представим, что первоначальная мощность нефтеносной области, залегающей между газовой шапкой и подошвенной водой, равна h_н (рис. XVI.9). Определим вскрытую мощность пласта, предель­ный дебит нефти (теперь уже без газа и воды) при заданном интер­вале вскрытия пласта h_вп и положение открытой части продуктив­ной мощности пласта.

Потенциал скорости течения нефти на скважине у газонефтяного контакта

(XV1.51)

Аналогично у водонефтяного контакта

(XV1.52)

Используя соотношение (XV1.52):

(XV1.53)

справедливое на расстоянии, равном радиусу дренажа, и учиты­вая, что правые части уравнений (XVI.51) и (XVI.52) должны быть равными, получим оптимальную глубину проникновения скважины в нефтяную зону газонефтяного контакта для выбранного интервала вскрытия пласта:

(XV1.54)

Допустим теперь, что интервал вскрытия h_вп так расположен, что во время эксплуатации нефтяной залежи газ и вода, образо­вав конусы, остаются

неподвижными. Очевидно, на высоте z₀ существует некоторая горизонтальная плоскость, пересекающая интервал h_вп. Фильтрационный потенциал скорости, определенный для этой плоскости (для нефти) с учетом условий в газовой и водяной областях,

(XVI.55)

(XVI.56)

Потенциалы в левой части уравнений должны быть раины, поэтому, приравнивая правые части (XVI.55) и (XVI.56) и учиты­вая непрерывность фильтрационного потенциала (XVI.53) на расстоянии, равном радиусу дренирования, найдем

(XVI.57)

Предположим, что горизонтальная плоскость, проходящая на высоте z₀, делит область движущейся нефти на две части — верх­нюю и нижнюю. Верхнюю часть будем рассматривать как область нефти, движущейся в пласте в условиях существования газовой шапки; нижнюю — в условиях существования подошвенной воды. Тогда предельный безгазовый и безводный дебит нефти q_пp при заданном интервале вскрытия h_вп определится как сумма предель­ных дебитов верхней и нижней областей пласта:

(XVI.58)

Учитывая (XVI.57) и (XVI.58), получим предельный дебит нефти до прорыва газа в скважину:

Если вода не прорывается в скважину из водяного конуса, предельный дебит с учетом (XVI.57)

(XVI.60)

Подставив (XVI.59) и (XVI.60) в (XVI.58), после упрощения окончательно получим:

(XVI.61)

Наиболее просто задача определения высота подъема водяного и газового конусов, а также интервала перфорации определяется графически.

Предельный дебит при прочих равных условиях в случае двустороннего конуса оказывается меньшим, чем в случае одно­стороннего конуса, когда интервал вскрытия находится у кровли (подошвы) пласта.

В процессе разработки залежи водонефтяной и газонефтяной контакты перемещаются. Поэтому определение интервала вскры­тия по изложенному методу будет оптимальным лишь в начальной стадии эксплуатации.

Возможное изменение положения интервала вскрытия в про­цессе эксплуатации можно определить, используя метод последо­вательной смены стационарных состояний.