Производительность скважин при заводнении

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

70 атм, начальное среднее пластовое давление – 165 атм – есть среднее арифметическое забойных давлений скважин элемента симметрии системы разработки. Другие параметры системы: проницаемость – 100 мД, вязкость пластового флюида – 1.5 сПз, мощность коллектора – 10 м, пористость – 0.2, общая сжимаемость системы – 1*10-5 атм-1, шаг сетки

– 500 м.

В момент времени 20 дней забойное давление одной из боковых скважин меняется с

70 атм до 40 атм (при этом давление остальных добывающих скважин – также 70 атм). Ее дебит проходит все стадии, описанные в предыдущем пункте – не будем на этом останавливаться. Теперь смоделируем случай перехода угловой скважины с забойного давления 70 атм на давление 40 атм (при этом давление остальных добывающих скважин

– также 70 атм). Дебит угловой скважины ведет себя, как было описано ранее. Изобразим динамики дебитов угловой и боковой скважин для описанных выше случаев (Рисунок

7.9).

Дебит, м3/сут

	Зависимость дебита от времени при понижении забойного давления с 70
			атм до 40 атм
180
160
140
120
100
80
60					Боковая скважина
40					Угловая скважина
20
0
10	30	50	70	90	110	130	150
			Время, дни

Рисунок 7.9. Динамика угловой и боковой скважин элемента симметрии девятиточечного шаблона при понижении забойного давления

Из (Рисунок 7.9) видно, что дебит угловой скважины ведет себя также, как и боковой, но он меньше на постоянное значение. Эта разница обусловлена тем, что скважины находятся в разных условиях относительно нагнетательной скважины – боковая скважина находится ближе, поэтому отклик на понижении забойного давления сказывается на ее дебите сильнее, чем на дебите угловой скважины.

- 73 -

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

На (Рисунок 7.10) изображены индикаторные диаграммы на установившемся режиме для боковой и угловой скважин, которые объясняют различие в поведении их дебитов.

Забойное давление, атм

250

200

150

Угловая скважина

Боковая скважина

100

50

0

0

50

100

150

200

Дебит, м3/сут

Рисунок 7.10. «ИД» на установившемся режиме для угловой и боковой скважин элемента симметрии девятиточечного шаблона

Как видно из (Рисунок 7.10) индикаторная диаграмма на установившемся режиме для боковой скважины находится выше, чем индикаторная диаграмма для угловой скважины. Так как скважины вскрывают один и тот же пласт, их индикаторные диаграммы параллельны.

7.5. Обсуждение конечных точек «мгновенной» ИД и установившейся «ИД»

Рассмотрим «мгновенную» индикаторную диаграмму. Рассмотрим ее крайние точки:

точку при нулевом забойном давлении и точку с нулевым дебитом. Точка с нулевым забойным давлением (на примерах – это точка пересечения с осью абсцисс) – отвечает максимальному теоретически возможному мгновенному дебиту, который может быть создан при отсутствии газовыделения при нулевом забойном давлении, при условии, что на границе области дренирования поддерживается постоянное пластовое давление..

Другая крайняя точка (на примерах выше – это точка пересечения с осью ординат) –

- 74 -

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

отвечает среднему пластовому давлению в системе заводнения в данный момент времени.

Так, среднее пластовое давление в процессе разработки изменяется, и «мгновенная» индикаторная диаграмма, также «двигается» параллельно самой себе вверх или вниз. При это при ее движении вверх растет среднее пластовое давление и предельный дебит, как и должно быть. При движении «мгновенной» индикаторной диаграммы вниз пластовое давление и максимально возможный дебит падают.

Индикаторная диаграмма на установившемся режиме имеет также две предельных точки. Одна из них – в нашем примере это точка пересечения с осью абсцисс – это максимально возможный дебит на установившемся режиме, после того как среднее пластовое давление станет стационарным, и отборы станут равны расходам. Вторая предельная точка – в нашем примере это точка пересечения с осью ординат – в общем случае это давление, которое было бы в данной точке при отсутствии в ней скважины.

Поясним: в примере с пятиточечной системой – это давление нагнетания. Действительно,

при отсутствии в системе заводнения добывающих скважин, среднее пластовое давление на установившемся режиме есть давление нагнетания. В нашем примере с девятиточечной системой разработки: данная предельная точка для угловой скважины – это 190 атм, для боковой – 200 атм. Данные давления и были бы в точках нахождения скважин, если бы их там не было, или они не работали (среднее пластовое давление при этом было бы около

197атм).

7.6.Интерференция скважин

Рассмотрим на примере девятиточечного шаблона эффект интерференции скважин.

Интерференция скважин – эффект влияния изменения давления в одной скважине на дебит другой [].

Рассмотрим элемент симметрии с параметрами предыдущего пункта: забойное давление нагнетательной скважины – 450 атм, забойное давление добывающих скважин –

70 атм, начальное среднее пластовое давление – 165 атм – есть среднее арифметическое забойных давлений скважин элемента симметрии системы разработки. Другие параметры системы: проницаемость – 100 мД, вязкость пластового флюида – 1.5 сПз, мощность коллектора – 10 м, пористость – 0.2, общая сжимаемость системы – 1*10-5 атм-1, шаг сетки

– 500 м.

Будем менять забойное давление на одной из боковых скважин, зафиксировав забойные давления на остальных скважинах. На одной координатной плоскости изобразим дебиты двух других добывающих скважин при данном забойном давлении боковой добывающей скважины. Результаты приведены на (Рисунок 7.11).

- 75 -

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Забойное давление на 1-ой боковой скважине, атм

	Влияние изменения давления на 1-ой боковой скважине на
250		дебит остальных
200
150
			угловая скважина
100			1-ая боковая скважина
			2-ая боковая скважина
50
0
0	50	100	150	200
		Дебит, м3/сут

1

2

Рисунок 7.11. Иллюстрация интерференции скважин: как изменение забойного давления на одной из боковых скважин влияет на дебит остальных

Из (Рисунок 7.11) видно, что при данном забойном давлении на 1-ой боковой скважине, дебит угловой скважины всегда меньше дебита 2-ой боковой скважины. Также из данной диаграммы видно, что при увеличении забойного давления на 1-ой боковой скважине например с 70 до 150 атм, дебит на установившемся режиме на 2-ой боковой и угловой скважинах вырастет примерно с 95 м3/сут и 105 м3/сут до 120 м3/сут и 130 м3/сут соответственно.

Теперь рассмотрим как изменение забойного далвения на угловой скважине влияет на дебит боковых (Рисунок 7.12).

- 76 -

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Забойное давление на угловой скважине, атм

	Влияние изменения давления на угловой скважине на
		дебит остальных
200
180
160
140
120
100			Угловая скважина
			Боковые скважины
80
60
40
20
0
0	50	100	150	200
		Дебит, м3/сут

1

2

Рисунок 7.12. Иллюстрация интерференции скважин: как изменение забойного давления на угловой скважине влияет на дебит остальных

Боковые скважины на изменение забойного давления на угловой скважине реагируют одинаково, так как находятся симметрично относительно нее.

7.7. Работа скважины в системе заводнения

В системе заводнения нельзя рассматривать скважину, вскрывающую некоторую область дренирования с поддержанием постоянного давления на ее границе. Если мы хотим поставить в соответствие скважине некоторую область дренирования, то на границе этой области необходимо в общем случае задание граничных условий сопряжения – граничных условий 4-го рода. В нашем случае – это условия непрерывной дифференцируемости функции давления при переходе из зоны закачки в зону отбора (или наоборот). Для проверки данной гипотезы была построена полуаналитическая модель, на основе сопряжения зоны закачки с зоной отборов с помощью граничных условий 4-го рода [30].

Ниже на рисунках представлены данные сравнения результатов построенной модели с результатами численного гидродинамического симулятора. Рассматривался элемент симметрии 5-точки со следующими параметрами: шаг сетки 500 м, проницаемость 100

мД, мощность 10 м, вязкость 1,5 сПз, сжимаемость 5*10-5 1/атм, забойное давление добычи 50 атм, закачки – 350 атм, начальное пластовое давление 250 атм.

- 77 -

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Qprod, м3/сут

	Сравнение результатов гидродинамического моделирования и результатов
			построенной модели
300
250
200
150
100			Добыча_модель
			Добыча_Гидродинамическое моделирование
50			Закачка_модель
			Закачка_Гидродинамическое моделирование
0
0	10	20	30	40	50	60
			t, дни

Рисунок 7.13. Сравнение результатов моделирования на гидродинамическом симуляторе и результатов построенной модели

Среднее пластовое давление, атм

Сравнение результатов гидродинамического моделирования и результатов построенной модели

300

250

200

150

100

Модель

Гидродинамическое моделирование

50

0

0

10

20

30

40

50

60

t, дни

Рисунок 7.14. Сравнение результатов моделирования на гидродинамическом симуляторе и результатов построенной модели

Хорошее совпадение результатов численного моделирования с результатами построенной полуаналитической модели, говорит о том, что действительно на границе области дренирования выполняются граничные условия 4-го рода.

- 78 -

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Покажем, что на временах псевдоустановившегося и установившегося режимов, на границе области дренирования скважины в системе разработки выполняется более простые условия 2-го рода, а именно условие постоянства дебита через границу области дренирования.

С помощью построенной модели рассмотрим, как ведут себя перетоки между зоной добычи и зоной закачки. Из (Рисунок 7.15) видно, что после неустановившегося режима поток из одной зоны в другую постоянен, что подтверждает наше предположение. Ниже показано сравнение решений при задании на границах области дренирования условий 2-го и 4-го родов.

				Дебиты в зону добычи и из зоны закачки
		800
		600
		400
								Дебит в зону добычи
	м3/сут	200
								Дебит из зоны закачки
		0
	ж,	0	20	40	60	80	100	120	140	160	180
	Q
		-200
		-400		Неустановившийся
		-600			режим
		-800				t, часы

Рисунок 7.15. Дебиты в зону добычи и из зоны закачки

- 79 -

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Qж, м3/сут

	Сравнение дебитов в моделях с граничными условиями 2-го и 4-
				го рода
1600
1400
1200
1000
800
600						Qprod_усл_2-го рода
400						Qinj_усл_2-го рода
						Qprod_усл_4-го рода
200						Qinj_усл_4-го рода
0
0	100	200	300	400	500	600	700	800
				t, часы

Рисунок 7.16. Сравнение результатов при задании на границе области дренирования условий 2-го и 4-го родов

- 80 -