и працюючих вертикальних свердловин. Для узгодження розрахункових дебітів з фактичними вводяться поправочні коефіцієнти, які комплексно враховують неточності у визначенні параметрів пластової системи, що входять в теоретичні формули.
Формулу для розрахунку поправочного коефіцієнта можна представити в наступному вигляді:
; (1)
де qфакт - фактичний дебіт вертикальної свердловини, м3/добу; розрахунок - розрахунковий дебіт вертикальної свердловини, м3/сут;
Отримувані таким чином поправочні коефіцієнти використовуються потім в теоретичних формулах оцінки дебітів горизонтальних свердловин.
Даний прийом значно уточнює прогнозування дебітів горизонтальних свердловин та оцінку очікуваного технологічного ефекту.
При оцінці початкового очікуваного ефекту дебіт БГС є розрахунковою величиною, а дебіт вертикальної свердловини - фактичною.
Різниця між прогнозованим дебітом і фактичним дебітом вертикальної свердловини до буріння БГС визначає технологічну ефективність.
Формула Дюпюї для оцінки дебіту вертикальних свердловин:
; (2)
де q в - дебіт вертикальної свердловини, м 3/добу; - товщина пласта, м;
m - в'язкість рідини, мПа? с;
р до - тиск на контурі харчування, МПа;
р с - тиск на вибої свердловини, МПа; с - радіус свердловини, м; k - радіус контуру харчування, м;
К - абсолютна проникність пласта, мкм 2.
Формула Joshi для оцінки дебіту горизонтальних свердловин:
; (3)
Де q г - дебіт свердловини з БГС, м 3/добу;
К - абсолютна проникність пласта, мкм 2; - товщина пласта, м;
m - в'язкість рідини, мПа? с;
р до - тиск на контурі харчування, МПа;
р с - тиск на вибої свердловини, МПа; с - радіус свердловини, м; - довжина горизонтального стовбура, м;
- велика піввісь еліпса (контуру харчування).
Однак формули (2) і (3) не враховують багатофазного режиму фільтрації. Для того щоб врахувати багатофазності при стаціонарній фільтрації рідини до горизонтального стовбуру, автори [3] пропонують наступні залежності:
дебіт вертикальної свердловини по рідині
; (4)
дебіт вертикальної свердловини по нафті
; (5)
дебіт горизонтальної свердловини по рідині
; (6)
дебіт горизонтальної свердловини по нафті
; (7)
де; kв (s), kн (s) - відносні фазові проникності відповідно для води та нафти; s - водонасиченому; ? в та? в - в'язкість відповідно води і нафти.
Алгоритм розрахунків динаміки дебітів з постійним кроком за часом будується за наступною схемою [3].
. З використанням відомих тисків на контурі харчування рк (ti) і середньої насиченості в області фільтрації s (ti) на попередній момент часу за формулами (6) і (7), з урахуванням поправочного коефіцієнта, визначаються дебіти свердловин q (ti).
. Розраховується нове значення тиску на контурі дренування (середнє тиск у пласті)
; (8)
Де q (ti) - дебіт рідини вертикальної або горизонтальної свердловини, визначається за формулами (4) і (5), з урахуванням поправочного коефіцієнта, т/добу;
- обсяг пласта в межах контуру харчування, м3;
- коефіцієнтомнт упругоемкості пласта;
q до (ti) - об'ємна швидкість рідини, що надходить через контур харчування.
Приплив рідини в область через контур харчування не важко задати за поточним балансом відбору та закачування на розроблювальному об'єкті. При q до (ti)=0 маємо замкнуту область. При цьому швидкість падіння тиску в пласті повністю визначається коефіцієнтом упругоемкості. При 0 lt; q до (t) lt; q (t) обсяг надходження рідини менше її відбору, і середнє тиск у пласті буде падати.
Закон надходження рідини згідно з формулою (6) зручно задати у вигляді
; (9)
Де?- Коефіцієнт компенсації відбору рідини закачуванням (зазвичай?? 1).
. Визначається нове значення середньої водонасиченому пласта в області відбору
; (10)
Де s (ti) - водонасиченому в попередньому періоді часу; г.в (ti) - дебіт води по свердловині на відрізку часу (ti, ti + 1); г.ж (ti) - дебіт рідини по свердловині на відрізку часу (ti, ti + 1); п - поровий об'єм пласта в області фільтрації.
Для визначення порового обсягу Vп пласта утягненого в розробку одним БГС
; (11)
4. З використанням параметрів рк (ti + 1) і s (ti + 1) в якості нових вихідних даних проводять р...
