Практическое моделирование

и другие вопросы разработки нефтяных месторождений
,,^.^,,

Замечание о неустановившемся режиме течения

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

    \[ \tilde{p}=p_e-\frac{p_e-p_w}{2\cdot ln (r_e/r_w)}\]

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

    \[\tilde{p}=p_i\]

После запуска скважины, за счёт снижения среднего пластового давления в возмущенной зоне, проявляются упругие свойства пласта — 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 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,

    \[\tilde{p}=250-\frac{250-80}{2 \cdot ln(350/0.1)}=240\]

Накопленная добыча нефти,

    \[Q=(PV)\cdot c_t \cdot (p_i-\tilde{p}) \cdot \frac{1}{B_o}\]

при объемном коэффициенте нефти 1.060,

    \[Q=(350000)\cdot 3 \cdot 10^{-5} \cdot (250-240) \cdot \frac{1}{1.060}=100\]

Следовательно, для того чтобы новая скважина вышла на установившийся режим, потребуется отобрать 100 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. Поэтому, нельзя судить об эффективности ППД до тех пор пока скважина не вышла на рабочее давление. Да и в этом случае, давление на контуре питания будет равно начальном пластовому и реальной работы по повышению пластового давления вне зоны ППД скважина не осуществила.

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.

2 Comment

  1. При расчете накопленной добычи разве нужно отнимать от начального давление забойное? Даже в формуле же написано, что нужно отнять среднее пластовое. Или я что-то не понимаю?

    1. Конечно же не стоит, изменение в среднем пластовом в динамике было рассчитано за один шаг до этого. Исправил.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *