Граница постоянного давления создаваемая соседней нагнетательной скважиной

Последнее сообщение
Mikhail_Yamtsun 3 0
Май 22

Здравствуйте! Возник такой вопрос.

Общеизвестно, что границу постоянного давления при исследовании добывающей скважины задают путем введения фиктивной нагнетательной скважины с расходом, равным дебиту исследуемой скважины по модулю. Расстояние между исследуемой и фиктивной скважиной равно удвоенному расстоянию от исследуемой скважины до границы.

В реальности нагнетательная скважина, расположенная по соседству с исследуемой добывающей, должна создавать фиктивную границу постоянного давления. Скажем, нагнетательная скважина закачивает в пласт 90 м3/сут, а исследуемая скважина имеет дебит 10 м3/сут. Где тогда расположена эта граница? По-прежнему посередине между скважинами (не особо в это верится)? Или в таком случае расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами делится на 10 частей, и расстояние от исследуемой скважины до границы равно 1 такой части, т.е. зависит ли расстояние от скважины до границы линейно от отношения дебита к расходу? Или зависимость есть, но она более сложная, нелинейная? 

kazan 86 14
Май 22 #1

По-видимому, в этом случае граница постоянного давления будет криволинейной и изменяющейся во времени. Для оценки этой границы можно воспользоваться формулой интерференции скважин в условиях упругого режима из книги Басниева и др. Подземная гидромеханика.

Krichevsky 688 12
Май 22 #2

Все действительно намного сложнее.

Граница постоянного давления появляется там, где компенсация равна 100%, как в случае равноудаленных скважин с одинаковым отбором / закачкой. Но если есть перекос, например, как у вас закачка 90 м3/сут, добыча 10 м3/сут, - этой границы не будет в принципе. Просто в пласте не будет такого места, где давление было бы постоянным.

Чтобы появилась граница постоянного давления - где-то должны быть еще 8 скважин с добычей 10 м3/сут. А ее форма и расстояние от скважин будет зависеть от их площадной конфигурации. И совершенно не факт, что по простым аналитическим моделям это расстояние можно будет оценить.

pevgen 449 12
Май 22 #3

В уравнении распределения давления время стоит под логарифмом, поэтому о линейной интерпретации речи не идет.

Mikhail_Yamtsun 3 0
Май 22 #4

Krichevsky пишет:

Все действительно намного сложнее.

Граница постоянного давления появляется там, где компенсация равна 100%, как в случае равноудаленных скважин с одинаковым отбором / закачкой. Но если есть перекос, например, как у вас закачка 90 м3/сут, добыча 10 м3/сут, - этой границы не будет в принципе. Просто в пласте не будет такого места, где давление было бы постоянным.

Чтобы появилась граница постоянного давления - где-то должны быть еще 8 скважин с добычей 10 м3/сут. А ее форма и расстояние от скважин будет зависеть от их площадной конфигурации. И совершенно не факт, что по простым аналитическим моделям это расстояние можно будет оценить.

Почему-то когда задаешься каким-нибудь вопросом в гидродинамике, все всегда оказывается намного сложнее, чем изначально предполагалось))

Поиграться бы с численным моделированием в подобных ситуациях. Но пока просто стало интересно.

Всем спасибо за ответы!

Pwl 372 15
Май 22 #5

Я думаю что границы постоянного давления возникают между 2мя и более добывающими скважинами либо наоборот между 2мя или более нагнетательными. Между добывающей и нагнетательной скважиной границы постояного даления не образуются.

Есть еще одно обстоятельство. Т.к. при исследовании скважина останавливается, начинается перераспределение границ в округе. Соответственно то что видно на графике производной не имеет отношение к полю давлений при работающей скважине.

pevgen 449 12
Май 22 #6

Mikhail_Yamtsun пишет:

Krichevsky пишет:

Все действительно намного сложнее.

Граница постоянного давления появляется там, где компенсация равна 100%, как в случае равноудаленных скважин с одинаковым отбором / закачкой. Но если есть перекос, например, как у вас закачка 90 м3/сут, добыча 10 м3/сут, - этой границы не будет в принципе. Просто в пласте не будет такого места, где давление было бы постоянным.

Чтобы появилась граница постоянного давления - где-то должны быть еще 8 скважин с добычей 10 м3/сут. А ее форма и расстояние от скважин будет зависеть от их площадной конфигурации. И совершенно не факт, что по простым аналитическим моделям это расстояние можно будет оценить.

Почему-то когда задаешься каким-нибудь вопросом в гидродинамике, все всегда оказывается намного сложнее, чем изначально предполагалось))

Поиграться бы с численным моделированием в подобных ситуациях. Но пока просто стало интересно.

Всем спасибо за ответы!

Потому что обратные задачи относятся к классу некорректно сформулированных задач и имеют множество решений.

Krichevsky 688 12
Май 22 #7

pevgen пишет:

Потому что обратные задачи относятся к классу некорректно сформулированных задач и имеют множество решений.

Ловите математика )

Master_S 105 14
Май 22 #8

Krichevsky пишет:

pevgen пишет:

Потому что обратные задачи относятся к классу некорректно сформулированных задач и имеют множество решений.

Ловите математика )

Ребята из СИАМ создали аналог Saphir -  https://siamgeotest.com/demo

можно потестить численные модели. чистая математика :)

 

Master_S 105 14
Май 22 #9

Pwl пишет:

Я думаю что границы постоянного давления возникают между 2мя и более добывающими скважинами либо наоборот между 2мя или более нагнетательными. Между добывающей и нагнетательной скважиной границы постояного даления не образуются.

Есть еще одно обстоятельство. Т.к. при исследовании скважина останавливается, начинается перераспределение границ в округе. Соответственно то что видно на графике производной не имеет отношение к полю давлений при работающей скважине.

 

Вложение: 
Krichevsky 688 12
Май 22 #10

Вот кстати обратите внимание - в этом примере тоже не граница постоянного давления. Видите - кривая dP падает в конце, потому что нагнеталка передавливает, видимо это исследование на запуске и давление в конце растет. Если бы было постоянное давление - dP бы стабилизировалась.

И ни одна аналитическая модель границ постоянного давления такую картинку не опишет.

Pwl 372 15
Май 22 #11

100% согласен

Krichevsky пишет:

Вот кстати обратите внимание - в этом примере тоже не граница постоянного давления. Видите - кривая dP падает в конце, потому что нагнеталка передавливает, видимо это исследование на запуске и давление в конце растет. Если бы было постоянное давление - dP бы стабилизировалась.

И ни одна аналитическая модель границ постоянного давления такую картинку не опишет.

Patriot2030 3 2
Май 22 #12

Господа,

Стремление вниз производной в конце времени исследования может быть связано с подпирающей подошвенной водой или высокой вязкостью добываемой нефти?

PetroleumEng 300 5
Май 22 #13

Patriot2030 пишет:

Стремление вниз производной в конце времени исследования может быть связано

Есть переосмысление с этим поведением. Раньше считалось что идет подпитка из газовой шапки или водоносного горизонта, но новое переосмысление среди разработчиков приводит к тому что этот феномен является следствием увеличения kh

Patriot2030 3 2
4 нед. #14

PetroleumEng]</p> <p>[quote=Patriot2030 пишет:

Стремление вниз производной в конце времени исследования может быть связано

Есть переосмысление с этим поведением. Раньше считалось что идет подпитка из газовой шапки или водоносного горизонта, но новое переосмысление среди разработчиков приводит к тому что этот феномен является следствием увеличения kh

Спасибо за ваш ответ! как вы считаете высокая вязкость флюида может может повлиять на поведение производной? 

Krichevsky 688 12
4 нед. #15

Производная загибается вниз в тот момент, когда давление начинает расти медленнее, чем в однородной бесконечной модели.

На это может быть несколько причин.

Первая - влияние скважин окружения, как тут уже обсудили, и даже показали пример.

Вторая - влияние активного аквифера, который компенсирует отборы и стабилизирует давление.

Третья - влияние газовой шапки, которая обладает огромной энергией за счет высокой сжимаемости газа и способна расширяться, почти не теряя в давлении.

Четвертая - ограниченный размер линзы, где сидит скважина. Такая скважина после остановки на КВД выйдет на постоянное давление, равное среднему давлению в линзе. То есть - внимание - имея на КВД стабилизацию давления, мы не сможем понять - ограниченная это залежь или залежь с подпором, хотя казалось бы это диаметрально противоположные случаи. Отличить их можно будет только имея данные за время добычи, или статистику по пластовому.

И наконец есть пятая причина - изменение гидропроводности по простиранию от скважины. Если средняя по радиусу проницаемость или мощность увеличивается на расстоянии от скважины, либо вязкость уменьшается - производная будет уменьшаться.

Вот теперь давайте попробуем ответить на ваш вопрос. Сама по себе высокая вязкость не должна приводить к снижению производной. Но если где-то вблизи скважины высоковязкая нефть сменяется например водой - мы увидим композитное поведение, которое в данном случае будет выглядеть как снижение производной.

Go to top