Уточненная методика расчета времени прорыва нефти из оторочки к забою газовой скважины при опережающей разработке газовой шапки

В качестве схемы притока можно принять схему, изображенную на рис. 12.2, заменив в ней нефтенасыщенную часть пласта h _н на газонасыщенную h _г, а водонасыщенную часть h _в – на нефтенасыщенность h _н. Для линейного закона фильтрации газа формулы (12.36) для t₀, (12.37) для t ₀, (12.38) для D, (12.39) для А будут справедливы, если в них заменить параметры для воды на параметры для нефти, а параметры для нефти на параметры для газа. Тогда расчетные формулы принимают вид:

; ; ; (12.41)

; (12.42)

; (12.43)

; (12.44)

, (12.45)

Q – объемный дебит газовой скважины;

, – коэффициенты относительных фазовых проницаемостей для нефти и газа соответственно;

s _ф, s ₀ – насыщенность газом на фронте вытеснения и содержание связанной воды соответственно;

С_v, С_р – удельные теплоемкости газа при постоянном объеме и давлении;

– средневзвешенное давление в газовой шапке;

r _ат – плотность газа в поверхностных условиях;

т ₀ – эффективная пористость газонасыщенного пласта.

Напомним, что символ п в формуле (12.42) есть показатель, определяющий термодинамический характер расширения газа.

При квадратичном законе фильтрации газа приведенные расчетные формулы для определения времени прорыва нефти к забою остаются справедливы, в которых изменяются только выражения для D и t ₀:

(12.46)

. (12.47)

Предлагается следующий алгоритм расчета:

– по экспериментальным данным двухфазной фильтрации газа и нефти определяется насыщенность s _ф пористой среды нефтью на фронте вытеснения, затем по кривым относительных фазовых проницаемостей или по эмпирическим формулам определяются , и ;

– при известных исходных данных по формулам (12.43) и (12.45) подсчитывается параметр К;

– обосновываются по данным промысловых исследований коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В или рассчитываются по известным аналитическим зависимостям;

– при заданных расходах газа Q или G по формулам (12.38) или (12.46) определяется параметр D; при известном вскрытии по формуле (12.39) подсчитывается параметр А;

– по формуле (12.36) подсчитывается безразмерное время безводного периода t ₀, затем из формулы (12.47) или (12.41) находится размерное время t ₀.

Заметим, что приведенная методика будет строго справедлива для определения безводного периода работы несовершенной газовой скважины при наличии активной подошвенной воды, если все параметры для нефтяного пласта заменить на параметры водоносного.