|
Практика по разработке НГ месторождений. 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4
Определить изменение контурного давления в течение первых 5.5 лет разработки месторождения, построить график .
РЕШЕНИЕ
Изменение давления для упругого режима в неограниченной законтурной области при радиальной фильтрации воды описывается дифференциальным уравнением в частных производных:
(1.9)
где - пьезопроводность пласта.
Известно частное решение уравнения (2.1), описывающее изменение давления в зависимости от мгновенного изменения объема жидкости в пласте:
(1.10)
где С и А – константы интегрирования.
С помощью интеграла Дюамеля можно показать, что при переменном во времени отборе воды для - решение имеет вид:
(1.11)
Для каждого следующего периода и в (1.13) будут появляться соответствующие интегралы, и окончательное решение примет вид [2]:
(1.12)
Здесь
– текущее безразмерное время;
– безразмерное время окончания периода раскуривания месторождения;
– безразмерное время окончания периода стабилизации отбора жидкости;
- значения интеграла Дюамеля для времени , соответственно.
Для произвольного интеграл Дюамеля приближенно вычисляется по формуле:
(1.13)
Пример расчета представлен в таблице 1.3.
Определение изменения давления в пласте при упругом режиме
В неограниченном продуктивном пласте, насыщенном за контуром нефтеносности водой, обладающей вязкостью примерно равной вязкости нефти пущены в эксплуатацию в различное время 4 добывающие скважины (рис. 1.2).
ЗАДАНИЕ 1
Определить как изменится давление в точке А (находящейся на линии расположения скважин 1, 2 на одинаковом расстоянии от них) по сравнению с начальным пластовым давлением спустя время после пуска первой скважины. Исходные данные для расчета приведены в табл. 1.4.
Таблица 1.3 t[год]
|
| τ
| J(τ)
|
| J
|
|
|
|
)
|
[Па]
| 0.00
| О.ООЕ+ОО
| 0.0000
| 0.0000
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 2.000Е+07
| 0.50
| 1.58Е+07
| 1.7520
| 1.2119
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1.884Е+07
| 1.00
| 3.15Е+07
| 3.5040
| 3.1712
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1 696Е+07
| 1.50
| 4.73Е+07
| 5.2560
| 5.4776
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1.474Е+07
| 2.00
| 6.31Е+07
| 7.0080
| 8.0271
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1.229Е+07
| 2.50
| 7.88Е+07
| 8.7600
| 10.7652
| 1.752
| 1.2119
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1.083Е+07
| 3.00
| 9.46Е+07
| 10.5120
| 13.6573
| 3.504
| 3.1712
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 9.931Е+06
| 3.50
| 1.10Е+08
| 12.2640
| 16.6799
| 5.256
| 5.4776
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 9.244Е+06
| 4.00
| 1.26E+08
| 14.0160
| 19.8155
| 7.008
| 8.0271
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 8.681E+06
| 4.50
| 1.42E+08
| 15.7680
| 23.0509
| 8.760
| 10.7652
| 1.7520
| 1.2119
| 0
| 0.0000
| 8.979Е+06
| 5.00
| 1.58E+08
| 17.5200
| 26.3756
| 10.512
| 13.6573
| 3.5040
| 3.1712
| 0
| 0.0000
| 9.818E+06
| 5.50
| 1.73Е+08
| 19.2720
| 29.7812
| 12.264
| 16.6799
| 5.2560
| 5.4776
| 0
| 0.0000
| 1.093E+07
| 6.00
| 1.89Е+08
| 21.0240
| 33.2606
| 14.016
| 19.8155
| 7.0080
| 8.0271
| 0
| 0.0000
| 1.223Е+07
| 6.50
| 2.05Е+08
| 22.7760
| 36.8079
| 15.768
| 23.0509
| 8.7600
| 10.7652
| 0
| 0.0000
| 1.368Е+07
| 7.00
| 2.21Е+08
| 24.5280
| 40.4182
| 17.520
| 26.3756
| 10.5120
| 13.6573
| 0
| 0.0000
| 1.526Е+07
| 7.50
| 2.37Е+08
| 26.2800
| 44.0871
| 19.272
| 29.7812
| 12.2640
| 16.6799
| 1.7520
| 1.2119
| 1.617Е+07
| 8.00
| 2.52Е+08
| 28.0320
| 47.8108
| 21.024
| 33.2606
| 14.0160
| 19.8155
| 3.5040
| 3.1712
| 1.668Е+07
| 8.50
| 2.68Е+08
| 29.7840
| 51.5861
| 22.776
| 36.8079
| 15.7680
| 23.0509
| 5.2560
| 5.4776
| 1.706Е+07
| 9.00
| 2.84Е+08
| 31.5360
| 55.4099
| 24.528
| 40.4182
| 17.5200
| 26.3756
| 7.0080
| 8.0271
| 1.735Е+07
| Образец таблицы для проведения расчётов
Таблица расчетных данных Наименование исходных параметров
| Значение
| 1
| 2
| Дебнты добывающих скважин:
|
, м3/с
|
|
|
|
, м3/с
|
|
|
|
, м3/с
|
|
|
|
, м3/с
|
|
| Толщина пласта
|
, м
| 9
| 10
| Проницаемость пород пласта в нефтеносной части и за контуром нефтеносности
|
, м2
| 0.5-10'12
| о
1л
р
и
| Пьезопроводность породы пласта
| χ м2/с
| 1.2
| 1
| Вязкость нефти в пластовых условиях
| µ мПа∙с
| 1.3
| 1
| Расстояние между скважинами
| 2𝜎, м
| 300
| 350
| Время с начала пуска первой скважины
| t1, сут
| 40
| 47
| Время с начала пуска второй скважины
| t2, сут
| 35
| 37
| Время с начала пуска третьей скважины
| t3, сут
| 29
| 30
| Время с начала пуска четвертой скважины
| t4, сут
| 15
| 16
|
Рис. 1.2. Схема участка пласта
РЕШЕНИЕ
Используется известное решение задачи о притоке жидкости из неограниченного пласта к точечному стоку. Будем использовать формулу упругого режима для точечного стока, пущенного в работу с постоянным дебитом однородной сжимаемой жидкости в однородном бесконечном пласте (приближенное аналитическое решение уравнения пьезопроводности). Применительно к 4 точечным стокам, пущенным в работу в различное время, используется принцип суперпозиции [2]:
Па (1.4)
Где
– время с начала пуска скважины номер j;
– расстояние от рассматриваемой точки А (в которой определяется изменение давления ) до скважины номер j;
Рекомендуется использовать размерности физических величин в единой международной системе единиц СИ.
ЗАДАНИЕ 2
Для условий предыдущей задачи определить как изменится давление в точке В (рис. 1.3) по сравнению с начальным пластовым давлением спустя время t1 после пуска первой скважины при следующих исходных данных:
Рис. 1.3. Схема участка пласта
|
|
|