Практическое моделирование

и другие вопросы разработки нефтяных месторождений
Без рубрики

Замечание о неустановившемся режиме течения

Установившийся режим течения обладает одной замечательной характеристикой — средним пластовым давлением, которое остается постоянным при сохранении постоянного дебита,

Рассмотрим процесс запуска новой скважины в эксплуатацию.
Среднее пластовое давление, до начала работы скважины, равно начальному давлению,

После запуска скважины, за счёт снижения среднего пластового давления в возмущенной зоне, проявляются упругие свойства пласта и насыщающей пласт жидкости — в скважину начинает поступать продукция. До тех пор, пока граница возмущенной зоны не достигнет контура питания, в область добывающей скважины не поступает жидкость извне.


Следовательно, накопленную добычу за этот переходный период можно найти по разнице средних пластовых давлений — между начальным пластовым давлением и средним пластовым давлением, которое установится при переходе скважины на установившийся режим течения.

Приведем пример.

Начальное пластовое давление 250 атм, поровый объем 350 тыс.м3, общая сжимаемость пласта 3.00e-5 1/атм.

При выходе скважины на режим, забойное давление 80 атм. При радиусе контура питания 350 м и радиусе скважины 0.1 м, среднее пластовое давление,

Накопленная добыча нефти,

при объемном коэффициенте нефти 1.060,

Следовательно, для того чтобы новая скважина вышла на установившийся режим, потребуется отобрать 1684 м3 нефти за счёт упругого запаса пласта.

Для нагнетательной скважины расчёт аналогичен. Полученный объем воды потребуется закачать в пласт, прежде чем давление от нагнетательной скважины достигнет контура питания. Однако, нельзя судить о эффективности ППД по времени завершения неустановившегося режима фильтрации, либо по накопленной закачке воды, так как давление на контуре питания, при выходе на установившийся режим будет равно начальном пластовому.

Рассмотрим смену двух установившихся режимов течения, при тех же условиях, что и в первом примере.

На первом режиме скважина работает с дебитом 400 м3/сут и забойным давлением 41 атм, пластовое давление 250 атм, среднее пластовое давление 237.2 атм.

На втором режиме дебит снижается до 200 м3/сут, забойное давление растёт до 145.7 атм, давление на контуре считаем неизменным, среднее пластовое давление увеличивается до 243.6 атм.

Рост среднего пластового давления на 243.6-237.2=6.4 атм, достигается за счёт пополнения упругого запаса на 63 м3.

Возникает вопрос, за счёт чего будет пополнен упругий запас при переходе с режима на режим?

Согласно принципу суперпозиции, в момент изменения режима отбора нефти, в точке нахождения добывающей скважины, появляется фиктивная нагнетательная скважина, которая начинает закачивать обратно нефть. Приемистость такой скважины равна разнице дебитов (400-200)=200м3/сут.

Поэтому 63 м3 будет компенсировано менее чем за сутки.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *