От дебита скважины к дебиту залежи.

В этой заметке обсудим, какие новые особенности проявились при рассмотрении работы группы скважин.

Для этого одновременно запустим в работу группу скважин с одинаковой характеристикой вытеснения $V^2_H$ = 0.200 на фиксированном режиме поддержания постоянной депрессии. Чтобы избежать влияния вязкости нефти, рассмотрим вариант в котором свойства нефти и воды заданы одинаковыми. Количество скважин N = 30.

Сформируем выборку коэффициентов продуктивности для скважин предполагая, что реальное месторождение обладает зональной или площадной неоднородностью по стартовым дебитам скважин, которая также описывается гамма-функцией с вариацией $V^2_S$ = 1.000.

На каждую скважину приходится одинаковые извлекаемые запасы нефти,

$Q_o = 20 000, m^3$

По всем скважинам задана одинаковая депрессия 50 bar, скважины отличаются друг от друга амплитудным дебитом,

$q_o(x) = 50 \cdot \eta(x)$

и интенсивностью отбора,

$I(x) = q_o(x) / Q_o$

Скважины работают до достижения предельной обводненности 0.98.

Начальный амплитудный дебит и запасы такой укрупненной скважины определить несложно.

$q_o = 50 \cdot \sum \eta(x) = 741.3 m3/day$

$Q_o = 20 000 \cdot N = 600 000, m^3$

Неоднородность полученной выборки определим с помощью правила умножения вариации,

$(V^2 + 1) = (V^2_H + 1) (V^2_S + 1)$

$V^2 = (V^2_H + 1) (V^2_S + 1) - 1 = 1.298$

Сопоставляя расчетный дебит укрупненной скважины и суммарный дебит группы скважин, можно отметить хорошее совпадение, следовательно, групповой дебит нефти обладает характером работы укрупненной скважины с повышенной неоднородностью.

Действующий фонд добывающих скважин зависит от времени достижения скважиной предельной обводненности. Время работы скважины зависит обратно пропорционально средней проницаемости. Чем выше интенсивность отбора, тем быстрее скважина отбирает извлекаемые запасы.

Для теоретического распределения проницаемости, должна существовать скважина с бесконечно большой проницаемостью, время работы которой стремится к нулю. Для ограниченной выборки, максимальное значение проницаемости имеет конечное значение, фонд скважин первое время сохраняется стабильным до выбытия первой, самой продуктивной скважины.

Снижение фонда действующих скважин приводит к постоянному снижению суммарного дебита жидкости,

Групповой дебит жидкости демонстрирует собственную, уникальную динамику работы, отличную от дебита жидкости одиночной скважины. В этом заключается отличие между динамикой работы одиночной скважины и группы скважин.

Практическое моделирование

Добавить комментарий Отменить ответ

Archives