Klondajk-med.ru

Клондайк МЕД
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Новая технология оптимизации добычи из пластов, содержащих нефть с высоким газовым фактором

Новая технология оптимизации добычи из пластов, содержащих нефть с высоким газовым фактором

В течение последних десяти лет была разработана и успешно опробована новая технология оптимизации добычи нефти с высоким газовым фактором (ГФ), далее называемая TOP (Technology for Optimization of Production). Теоретически и практически показано, что такие пласты имеют индикаторную кривую с резко обозначенным максимумом.

During 10 recent years there was developed and successfully tested new Technology for Optimization of Production of oil with high gas factor (gas-oil ratio), hereinafter called TOP.

Существует некоторое определенное значение забойного давления, при котором пласт дает максимальный дебит. Причиной возникновения такого максимума является либо возникновение газового скин-эффекта в призабойной зоне пласта, либо образование газового конуса. Оба этих фактора приводят к снижению коэффициента продуктивности пласта при снижении забойного давления ниже некоторой величины. При этом увеличивается величина ГФ и водосодержание, а нефтеотдача пласта снижается.

Более того, доказано, что при снижении давления ниже оптимального возникают условия, при которых скважина теряет устойчивость и переходит в газовый режим [1]. Это объясняет трудности, возникающие при добыче нефти из оторочек газовых месторождений.

Качественное объяснение этого явления заключается в следующем.

При создании депрессии на пласт при некотором значении забойного давления газовый конус поднимается к перфорационным отверстиям. При этом газовое содержание флюида в скважине увеличивается, и забойное давление еще более уменьшается, что способствует дальнейшему росту газового конуса и дальнейшему снижению забойного давления. Т. е. возникает положительная обратная связь. Это, в конечном счете, приводит к переключению нефтяной скважины в газовый режим.

Наша технология позволяет с помощью специального забойного устройства ослабить эту положительную обратную связь, и, поддерживая забойное давление на оптимальном уровне, избежать этого явления.

Применяемость и основные положительные эффекты

Предлагаемая новая технология для оптимизации добычи нефти ТОР в основном применима для пластов с высоким газосодержанием (ГФ>100 м 3 /м 3 ). Она может использоваться, когда забойное давление ниже давления насыщения (Pзаб<Pнас), а также при образовании газовых конусов. TOP применима для всех способов добычи – фонтанного, газлифта и насосного. Однако наиболее эффективна для фонтанного способа добычи.

Патенты США номер 7 172 020 (6 февраля 2007 г.) и Патент США номер 7 753 127 (13 июля 2010 г.) защищают все основные положения TOP-технологии [2, 3].

  • Увеличивает текущий дебит нефти;
  • Увеличивает коэффициент нефтеотдачи скважины и всего месторождения;
  • Уменьшает содержание воды и газа в добываемой нефти.
  • Продляет жизнь скважины;
  • Уменьшает (или полностью убирает) газовые и водяные конусы;
  • Задерживает падение пластового давления;
  • Стабилизирует добычу из скважины;
  • Позволяет предотвратить преждевременную потерю энергии пласта;
  • Убирает области повышенной вязкости в призабойной зоне;
  • Увеличивает коэффициент относительной проницаемости пласта по нефти;
  • Увеличивает коэффициент отдачи пласта;
  • Увеличивает эффективность газлифта и насосов;
  • Уменьшает затраты электроэнергии на насосы и компрессоры для газлифта;
  • Уменьшает вымывание песка из пласта, механические повреждения и потерю проницаемости пласта;
  • Позволяет добывать нефть из нефтяных оторочек газового пласта.

Основное нововведение TOP: максимальный дебит достигается при определенном забойном давлении, которое точно вычисляется симулятором или определяется снятием индикаторной кривой (ИК) пласта, и величина которого находится между нулем и пластовым давлением. Эта величина называется оптимальным давлением Pопт (рис. 1).

Если забойное давление падает ниже давления насыщения, то относительная проницаемость по нефти падает в призабойной зоне пласта, поскольку увеличивается газонасыщенность из-за газа, выделившегося из нефти. Вязкость нефти при этом также увеличивается из-за ее дегазирования. В результате это приводит к уменьшению коэффициента продуктивности пласта, поскольку эффект уменьшения продуктивности сильнее сказывается на величине дебита нефти, чем увеличивающаяся при этом депрессия. В результате уменьшение забойного давления ниже давления насыщения может привести к уменьшению дебита, а не к увеличению, как прогнозирует это широко применяемая модель Фогеля.

Читайте так же:
Депрессия у мужиков и у девушек

Таким образом, при постепенном уменьшении забойного давления, из-за увеличения депрессии в пласте, дебит сначала увеличивается. Однако начиная с определенного давления (называемого оптимальным), дебит нефти начинает уменьшаться, несмотря на увеличение депрессии, что, как уже отмечалось, противоречит широко известной модели Фогеля. Причиной этого является то, что после того как оптимальное забойное давление достигнуто, влияние уменьшения коэффициента продуктивности на добычу становится доминирующим.

Факт существования оптимального давления был доказан как теоретически, при помощи решения сложной задачи матмоделирования системы «скважина-пласт», так и практически, путем проведения полевых экспериментов. Это оптимальное давление зависит от параметров пласта (проницаемость, пористость, насыщенность и давление), PVT – характеристик флюида (Rs(P,T) – растворимости газа в нефти; Bo(P,T) – коэффициента сжимаемости нефти; Bg(P,T) – коэффициента сжимаемости газа; μo(P,T) – вязкости нефти; μg(P,T) – вязкости газа) и других характеристик системы «скважина-пласт». Максимальный дебит достигается путем поддержания режима пласта, в котором минимизируются негативные эффекты в призабойной зоне (рис. 2). Эти негативные эффекты возникают из-за образования скин-эффекта (из-за присутствия газа в свободной фазе, который выделился из нефти при снижении давления ниже давления насыщения и блокирует поток нефти), возникновения газовых и водяных конусов, а также из-за формирования вблизи скважины зон вязкой дегазированной нефти.

Отметим, что использование данного метода также замедляет падение пластового давления за счет уменьшения раннего выхода газа и воды из пласта. При этом уменьшается величина ГФ. Это, в свою очередь, продлевает жизнь скважины и увеличивает коэффициент нефтеотдачи.

Предлагаемые математические модели позволяют точно вычислить оптимальный режим для существующих параметров пласта и всей системы, чтобы обеспечить максимальную добычу. Вдобавок к вычислению Pопт эти модели и соответствующие компьютерные симуляторы позволяют определить другие параметры оптимального режима (оптимальный напор для газлифта, мощность насоса и т. д.), вычислить важные параметры конструкции поверхностных и погружаемых устройств, а также предсказать ожидаемый прирост добычи нефти. Эти высокоточные симуляторы также позволяют провести диагностику текущего состояния скважины и предсказать динамику ее поведения в будущем, включая динамику изменения дебита нефти, распределения давления и газонасыщености в пласте, ГФ и коэффициента нефтеотдачи пласта (пример матмоделирования – рис. 3). Краткое описание используемой математической модели приведено в Приложении.

Технология ТОР относительно легко реализуется путем использования спускаемого с помощью троса на забой скважины, специально рассчитанного устройства, которое позволяет адаптивно управлять забойным давлением во время добычи. Это устройство автоматически поддерживает давление равным (или близким) оптимальному давлению Pопт.

Результаты применения TOP на практике:

  • Добыча увеличена с 23,5 до 50,5 м 3 в день;
  • ГФ уменьшен с 6864 м 3 /м 3 до 2221 м 3 /м 3 ;
  • Водосодержание уменьшено с 27% до 5% ;
  • Коэффициент нефтеотдачи значительно увеличился, поскольку скважина была стабилизирована и уменьшены ГФ и водосодержание;
  • За два месяца добыто нефти дополнительно: 1816 м 3 (на более 1 000 000 долл.).
  • ГФ уменьшен с 586 до 227 м 3 / м 3 ;
  • Дебит увеличился с 19,2 до 26 м 3 в день;
  • Водосодержание уменьшено с 9,5% до 0,43%;
  • После снятия устройства TOP со скважины было замечено внезапное увеличение дебита, поскольку технология TOP помогла очистить призабойную зону от газовых и водяных конусов, уменьшила вязкость нефти и улучшила проницаемость этой зоны по нефти, в то же время ухудшив проницаемость по газу.
  • Использование TOP увеличило ежедневную добычу на 18%, с 123,8 до 146 м 3 в день, уменьшило ГФ на 15% с 1071 до 803,6 м 3 / м 3 и содержание воды до нуля;
  • Устройство TOP было установлено на забое в НК трубах для поддержания оптимального забойного давления и стабилизации добычи из скважины;
  • Был уменьшен скин-эффект в призабойной зоне, а также уничтожены газовые и водяные конусы в перфорационной зоне;
  • Использование устройства TOP позволило добыть дополнительно 5952 м 3 нефти за девятимесячный период;
  • За 7 лет применения ТОР скважина дала дополнительно нефти на 10 млн долларов.
Читайте так же:
Как сказать психиатру что у тебя депрессия

На скважине, добывавшей 6 тонн, с ГФ, равным 30000 м 3 /м 3 , и водосодержанием более 20% путем установки специально рассчитанного забойного устройства удалось повысить дебит нефти на 50%, снизить воду до 7%, а ГФ уменьшить вдвое.

В мире (и в России, в частности) существует огромное количество газовых месторождений, имеющих нефтяные оторочки. При этом не существует эффективной технологии, позволяющей добывать из них нефть.

Внедрение ТОР-технологии может позволить решить эту проблему и получить дополнительно миллионы тонн высококачественной нефти.

Добыча нефти и газа

logo

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Одновременный приток газа и подошвенной воды к газовой скважине

Одновременный приток газа и подошвенной воды к газовой скважине

Рейтинг:   / 0

При наличии подошвенной воды в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин наступает время, когда по различным причинам конус подошвенной воды прорывается в скважину и ее эксплуатация с одновременным отбором газа и воды становится необходимостью (рис. 4.18).

Так, например, при вскрытии пласта с подошвенной водой и превышении допустимой депрессии на пласт в процессе освоения и испытания скважин при одновременном вскрытии газо- и водоносного интервалов возникает необходимость одновременного отбора газа и воды. В некоторых случаях одновременный отбор газа и воды обусловлен геологическими характеристиками месторождения. В частности, при малых толщинах пласта и низкой продуктивности залежи, когда при ограниченной депрессии на пласт производительность скважины незначительна и не обеспечивает устойчивого режима ее эксплуатации, требуется эксплуатация с притоком пластовой воды. Определение дебитов газа и подошвенной воды с учетом параметров пласта в водо- и газоносной частях залежи и прогнозирование их на весь период разработки представляют большой практический интерес. Решение этой задачи в точной постановке сопряжено с большими математическими трудностями, так как физическая сущность задачи при ее математическом описании требует знания формы границы раздела, характера изменения фазовой проницаемости в обводненной зоне и др.

Одновременный приток газа и подошвенной воды к газовой скважине

Как правило, при обводнении скважин с целью предотвращения дальнейшего роста притока воды снижают депрессию на пласт. В целом при остановке скважины происходит оседание образовавшегося конуса подошвенной воды. Однако после образования первого конуса воды периодические, остановки скважины не приводят к устойчивой безводной эксплуатации и, как правило, вторичный и последующие конусы образуются значительно быстрее, чем первый. По-видимому, это связано с поверхностными явлениями в газоносной области до обводнения и после него. Эксплуатация обводненных скважин осложняется еще и тем, что работа ствола скважины при значительном количестве пластовой воды может отрицательно влиять на закономерное обводнение газоносной части пласта подошвенной водой.

Закономерности при одновременном притоке. 1. Если вертикальная проницаемость kв больше 0 и толщина газонасыщенной части пласта в остановленной скважине находится в пределах 0£hг£h (h толщина пласта), то при любой депрессии па пласт и любом вскрытии существует приток газа к скважине.

2. При kв=0 и вскрытии только газоносной части пласта притока воды не будет, а наоборот, при вскрытии только водоносной части пласта не будет притока газа.

3. Над поверхностью ВВ1 имеет место двухфазное течение.

4. При полном вскрытии газонасыщенной части пласта приток воды к скважине начинается при любой депрессии на пласт.

5. При неполном вскрытии газоносной части пласта начало притока воды в скважину соответствует депрессии, превышающей гидростатическое давление столба воды от нижнего интервала вскрытия до поверхности ГВК.

6. С уменьшением толщины газонасыщенной части пласта и увеличением депрессии дебит воды увеличивается.

Что такое конус депрессии в скважине

При разработке нефтегазоконденсатных пластов необходимость правильного определения вертикальной проницаемости и анизотропии коллектора вызвана тем, что от этих параметров зависит правильность выбора режима эксплуатации скважин. Искомые параметры можно определить по данным гидродинамических исследований, более подробно эти вопросы освещены в литературе [2, 3, 6]. Нефтяные скважины в нефтегазоконденсатных коллекторах подошвенного типа имеют водонефтяной контакт снизу и газонефтяной контакт сверху, что может привести к обводнению и загазовыванию скважин.

Читайте так же:
Я интроверт и у меня депрессия

Существуют критерии отключения скважин, при которых их дальнейшая эксплуатация считается нецелесообразной. Для нефтяных скважин, учитывая опыт разработки месторождений Западной Сибири, критерии отключения следующие – обводненность выше 98 %, дебит нефти менее 1 т/сут, газовый фактор выше 5000 м3/т. В большинстве случаев при разработке нефтегазоконденсатных коллекторов подошвенного типа скважины отключаются из-за высокого газового фактора. На динамику прорыва газа влияет режим работы скважины. Чем меньше депрессия, тем дольше возможно эксплуатировать скважину. В теории разработки существует понятие предельных безгазовых и безводных дебитов, когда депрессия настолько мала, что уравновешивается гравитационными силами. Но для тонких нефтяных оторочек такой подход не оправдан. Во-первых, дебиты для соблюдения таких режимов работы будут существенно ниже 1 т/сут. Во-вторых, не всегда возможно создать столь низкую депрессию. Прорыв газа в нефтяные скважины неизбежен, однако его можно отсрочить.

Если говорить о месторождениях севера Ямала, то разработка нефтяных оторочек в большинстве случаев убыточна, в то время как разработка газоконденсатных частей залежей приносит существенный доход и оправдывает затраты на разработку нефтяных оторочек. Необходимость разработки нефтяных оторочек вызвана обязанностями перед государством по рациональному извлечению углеводородов из недр. Режимы с высокой депрессией приводят к быстрым прорывам газа и невысокой нефтеотдаче, однако при этом менее убыточны, чем режимы с низкой депрессией, за счет более высоких дебитов нефти в первые месяцы и годы разработки. Соответственно, режимы с меньшей депрессией характеризуются низкими дебитами нефти и более поздними прорывами газа, что позволяет повысить нефтеотдачу. Таким образом, режим эксплуатации скважин для таких условий должен выбираться исходя из необходимости достижения утвержденной нефтеотдачи, но при этом характеризоваться минимально возможной убыточностью. Вопросам обоснования режимов эксплуатации горизонтальных скважин также посвящены работы [1, 4, 5].

Рассмотрим в качестве примера горизонтальную скважину № 7 из статьи [2]. Ранее был предложен новый метод определения вертикальной проницаемости по данным гидродинамических исследований в нефтегазоконденсатных коллекторах. Для рассматриваемой скважины было определено отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной для зоны ее расположения – 0,12. Используем для расчетов гидродинамическую модель района скважины № 7, построенную ранее. Согласно утвержденным извлекаемым запасам (КИН – 0,076) на одну скважину согласно общему количеству проектных скважин должно приходиться 53 тыс. т. Проведем расчеты для различных депрессий – 1, 3, 6 и 9 МПа. Нефтеотдача с увеличением депрессии закономерно снижается. Например, при депрессии 1 МПа нефтеотдача составит 56,1 тыс. т (КИН – 0,080), в то время как при депрессии 9 МПа – 38,8 тыс. т (КИН – 0,055). На рис. 1 представлена зависимость нефтеотдачи от депрессии. Согласно этой зависимости необходимой нефтеотдачи можно достигнуть только при депрессии не более 3 МПа. Соответственно, рекомендуемая депрессия не должна превышать этой величины.

С использованием гидродинамической модели рассмотрим также случаи, когда вертикальная проницаемость будет выше или ниже определенной нами в два раза. Такое вполне возможно, когда специальные исследования по определению вертикальной проницаемости не проводятся. Для отношения вертикальной проницаемости к горизонтальной 0,24 нефтеотдача варьируется в зависимости от депрессии в пределах 32,7–42,5 тыс. т. Это означает, что ни один из режимов не позволяет добиться утвержденной нефтеотдачи при существующем фонде. В таком случае возник бы вопрос о необходимости пересмотра количества скважин в большую сторону, что привело бы к еще большей убыточности разработки нефтяной оторочки.

Читайте так же:
Депрессия после запоя как выйти в домашних условиях

Рассмотрим противоположный случай, когда отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной составляет 0,06, что в два раза ниже реального. Нефтеотдача в зависимости от режима работы составит 50,6–72,0 тыс. т. Интервал депрессий, при которых может быть достигнута нефтеотдача, гораздо шире. В этом случае, возможно рекомендовать депрессию до 6 МПа, однако если в последующем выяснится, что вертикальная проницаемость выше, то достижение нефтеотдачи станет невозможным, тогда будет необходимо рассматривать вопрос о бурении дополнительных скважин или боковых стволов, что также повышает убыточность проекта.

Во всех случаях отмечается процесс конусообразования, при котором к стволу горизонтальной скважины подтягиваются газ и вода, однако выбытие скважины происходит из-за высокого газового фактора. Обводненность на момент остановки скважины не превышает 30 %. Процесс конусообразования для двух противоположных случаев с различной вертикальной проницаемостью и депрессией показан на рис. 2, 3.

Таким образом, для правильного выбора режима эксплуатации скважин необходимо достаточно точно определять вертикальную проницаемость, что возможно осуществить с помощью MDT-исследований при наличии пилотного ствола, а также в ходе гидродинамических исследований, в том числе с использованием метода, рассмотренного в работе.

pic_13.tif

Рис. 2. Процесс конусообразования на момент выбытия скважины при kв/kг = 0,06 и депрессии 1 МПа

pic_14.tif

Рис. 3. Процесс конусообразования на момент выбытия скважины при kв/kг = 0,24 и депрессии 9 МПа

1. Для обоснования режима эксплуатации горизонтальных скважин в нефтегазоконденсатных коллекторах подошвенного типа необходимы многовариантные расчеты на гидродинамической модели.

2. В процессе эксплуатации горизонтальных скважин в контактных зонах возникают конусы газа и воды, однако выбытие скважин происходит из-за высокого газового фактора.

3. Накопленная добыча нефти горизонтальных добывающих скважин в нефтегазоконденсатных коллекторах подошвенного типа обратно пропорциональна величине рабочей депрессии.

4. Неправильное определение вертикальной проницаемости может привести к ошибкам при разработке месторождения, что не позволит достигнуть планируемой нефтеотдачи или приведет к дополнительным затратам.

Что такое конус депрессии в скважине

Известно, строгого решения поставленной задачи не имеется. Теория конусообразования Маскета – Чарного исходит из допущения, что отклонение поверхности раздела двух фаз от первоначальной плоской формы не влияет на распределение потенциала скоростей фильтрации в нефтяной части пласта [1, 2]. Строгое решение было бы возможным, если бы был известен профиль конуса. Еще большие трудности представляет задача о предельных безводных дебитах газовых скважин в условиях нелинейного закона фильтрации, когда решения о распределении потенциала вообще не имеется.

Обычно в таких случаях безразмерный предельный безводный дебит для газовой скважины определяют по нефти, а предельную депрессию рассчитывают по хорошо известной двухчленной формуле для нелинейного закона фильтрации. Это первое допущение. Вторым допущением при этом является то, что добавочные фильтрационные сопротивления принимаются из решения притока к несовершенной скважине, что ведет к завышению предельных размерных дебитов.

Для более строгого подхода к решению этой задачи добавочные фильтрационные сопротивления надо принимать из условия предельно- устойчивого границы двух жидкостей. Рассмотрим эту задачу.

Принимаем двухзонную схему притока (см. рисунок 1). Для зоны пространственного притока I имеем дифференциальное уравнение .

Умножая левую и правую части на плотность газа ρ(Р) и выражая ее по уравнению состояния реального газа в осредненных параметрах вязкости и коэффициента сверхсжимаемости газа Z(, разделяя переменные, в интегральной форме получаем:

(1)

(2)

Рис.1. Двухзонная схема притока к несовершенной скважине, обусловленного нелинейным законом фильтрации

Границу раздела в вертикальном сечении (конус) будем аппроксимировать специальной функцией, изображение которой называется «Локоном Аньези» [1]

(3)

Zo – ордината вершины конуса в предельно-устойчивом положении (см. рисунок), определяемая для соответствующего безразмерного предельного дебита [2, 3, 4, 5].

В формулах (2) l – коэффициент макрошероховатости, остальные обозначения общеприняты. Внося (3) в (1), интегрируя и делая ряд преобразований, получаем:

(4)

(5)

(6)

(7)

Читайте так же:
У меня депрессия а он хочет отношений

Для зоны плоско-радиального притока II (см. рисунок) имеем:

(8)

(9)

Решая совместно (4) и (8) и учитывая (5) и (9), получаем:

(10)

; (11)

(12)

Чтобы рассчитать предельную депрессию по формуле (8), необходимо вначале определить предельный безводный дебит Q=Qпр.

В соответствии с формулой (19) для двухзонной схемы притока (при m=1 и Ro=ho) имеем:

; ∆ρ=ρв-ρг; (13)

q(ρ,) – безразмерный предельный безводный дебит, определяемый по таблицам или графикам [3, 4, 5];

ρв и ρг – плотности воды и газа в пластовых условиях.

Внося (13) в (10) и учитывая (11), (12) и (2), после ряда преобразований получаем формулу для расчета предельной депрессии в виде:

(14)

(15)

. (16)

Преимущество формулы (14) перед другими известными состоит в том, что она учитывает добавочные фильтрационные сопротивления, обусловленные предельно-устойчивым положением конуса подошвенной воды, и уточняет результаты расчета путем использования двухзонной схемы притока, что в конечном счете приводит к увеличению расчетных значений предельного дебита Qпр и предельной депрессии ∆Рпр.

Проанализируем формулы добавочных фильтрационных сопротивлений (6) и (12), обусловленных относительным вскрытием, по линейному и нелинейному законам фильтрации на конкретном примере. Принимаем исходные данные: ho=10 м; rс=0,1 м; ρ=1; =0,5;

По таблице [3, 4, 5] находим безразмерный предельный дебит и соответствующую ему безразмерную ординату вершины конуса , что составляет размер высоты вершины от ГВК Ук=3,25 м. По формуле (6) определяем С1(=1,629; по формуле (12) имеем С2(=1,307.

По таблице [6, 7] определяем фильтрационные сопротивления, обусловленные притоком к несовершенной скважине, с любым дебитом: С1( и .

Как видим, завышение последних над первым и в данном примере в 2 раза. Очевидно, и в других случаях завышение останется существенным. Такое явление вполне объяснимо. При дебитах выше предельных деформированная поверхность раздела двух жидкостей, относительно быстро продвигаясь по оси скважины, претерпевает «точку возврата» [2] и начинается прорыв воды к забою, вызывающий большие фильтрационные сопротивления. В то время как, предельные безводные дебиты, значительно уменьшающие скорости фильтрации, обеспечивают плавное обтекание «холмообразного» поднятия первоначально плоского раздела двух жидкостей, резко снижая фильтрационные сопротивления.

Интересно отметить и тот факт, что фильтрационное сопротивление (6), характеризующее приток по линейному закону, также является функцией одних и тех же параметров (, что и при притоке к несовершенной скважине с какими угодно дебитами. Фильтрационное сопротивление С2( оказывается по величине обратно пропорциональной величине ординаты вершины конуса , которая определяется относительным вскрытием Чем меньше тем меньше

Следует заметить, что в приведенном нами примере пласт принимался однородно-изотропным, т.е. коэффициент анизотропии æ*=1 при =Ro/æ* ho=1 (Rо=hо). М. Маскет и И. А. Чарный при ρ≥1 рекомендуют принимать размер зоны пространственного движения, равным Rо=1÷2hо.

Исследуем формулу (3), записав ее в безразмерном виде:

(17)

(18)

Принимаем æ*=2, тогда зона пространственного движения Rо=5 м при толщине пласта hо=10 м; при м и получаем =0,9846, следовательно, м. Как видим, практически уравнение (17) условию на контуре зоны пространственного движения удовлетворяет. При из (17), получаем т.е. получаем точно размер ординаты вершины конуса.

Выводы

Рассмотренный метод существенно уточняет решение задач теории конусообразования, позволяет построить профиль конуса, оценить остаточные запасы углеводородов в удельном объеме дренирования и определить приближенно зону пространственной фильтрации в анизотропных пластах. Функция (17), называемая «Локон Аньези», вполне приемлема для описания профиля конуса воды в предельно устойчивом состоянии.

Рецензенты:

Грачев С. И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ВПО ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Леонтьев С. А., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ВПО ТюмГНГУ, г. Тюмень.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector