От дебита скважины к дебиту залежи.

Описываемый метод расчета показателей разработки создан в 1963—1964 годах в ТатНИИ. Авторами отдельно изучались и были добавлены в метод следующие факторы,

послойная неоднородность пласта
зональная неоднородность пласта
непоршневой характер вытеснения нефти водой
влияние начального положения ВНК и явления языкообразования
изменение забойного давления фонтанирующих скважин по мере их обводнения
разновременность отключения скважин по мере их обводнения

Принципиальная возможность создания несложного гидродинамически обоснованного и достаточно точного экспресс-методе расчета процесса разработки, возникла после того как по сложной методике были проведены расчеты большого числа вариантов разработки различных залежей нефти.

Более простой метод расчета использовался затем в больших работах 1966 года, когда перед ТатНИПИнефть возникла задача по оценке технико-экономической эффективности ввода в разработку большого числа открытых в Татарии мелких месторождений нефти.

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,

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