Понятие об установившемся и неустановившемся режимах

В практике гидродинамических исследований различают установившейся и неустановившейся режимы.

Разберем причины и механизм их возникновения на следующем примере (рис. ЖЖ).

Продуктивный пласт пробурен шестью скважинами. До вскрытия пласта в нем во всех точках существует давление, равное пластовому. Если бы мы вскрыли пласт во всех скважинах одновременно, то в них установился бы уровень на одной высоте. Плоскость, проведенная через эти уровни, является пьезометрической поверхностью (на рис. ЖЖ изображен след этой плоскости - ПП).

Создаем депрессию на пласт в скважине 1. Для этого погружаем глубинный насос и начинаем откачивать нефть. Перепад давления составит ∆Р = Рпл – Рзаб.

Если бы мы имели абсолютно несжимаемые жидкость и пласт, то заданный ∆Р сразу бы установился. Но поскольку нефть и пласт сжимаемы, то заданный ∆Р будет устанавливаться не сразу.

---

В первый момент в движение вступит нефть, расположенная в непосредственной близи от забоя и будет перемещаться в сторону пониженных по сравнению с Р_пл давлений, причем наибольшая скорость движения будет у стенок скважины. По мере удаления от нее скорость будет уменьшаться. В этот первый момент движение нефти не достигает скв. 2. давление пласта перераспределится так: минимальным, равным Р_заб оно будет в скв. 1, по мере приближения к скв. 2 оно увеличится и вблизи ее составит Р_пл.

Если в этот момент замерить вокруг скважины пластовое давление, то точки замера расположатся воронкообразной поверхностью, которая образует воронку депрессии в пласте. На рисунке изображен ее след в виде кривой В₁

---

В дальнейшем понижение давления в пласте под действием работающей скв. 1 будет распространятся, воронка депрессии будет становится все более пологой и принимать поочередно положения В₂, В₃, В₄, и наконец – В₅.

Воронка депрессии достигнет радиуса контура питания, за пределами которого влияние скв. 1 уже не сказывается. В дальнейшем воронка В₅ станет постоянной во времени. Режим работы скважины будет установившимся.

---

Все промежуточные положения от В₁ до В₅ будут отражать неустановившийся режим, при котором при постоянном Р дебит и положение воронки будет изменяться во времени.

Неустановившийся режим возникает за счет сил упругого расширения нефти и пласта и вызывает перераспределение давления в пласте.

---

Время установления нового режима зависит от следующих факторов:

1. геометрические размеры залежи нефти;

2. перепад давления, создаваемого на забое;

3. проницаемости пород;

4. физико-химических свойств нефти;

5. упругоемкости пласта.

1. Геометрические размеры залежи прямо пропорционально влияют на время установления нового режима. Чем больше залежь, тем дольше будет перераспределятся давление в пласте (при прочих равных условиях).

2. Величина перепада давления показывает насколько мощный импульс создан в пласте. Слабый импульс быстрее затухает, в этом случае время установления нового режима будет меньше. И наоборот, большой перепад давления вызовет более длительное его перераспределение.

3. Проницаемость пород отражает способность нефти перемещаться в пласте. Здесь зависимость обратно пропорциональная: чем выше проницаемость, тем меньше понадобится времени на перераспределение давления.

4. Под физико-химическими свойствами подразумевается вязкость нефти в пластовых условиях, содержание свободного газа в нефти, выпадающего в твердое состояние парафина и т.п. Увеличение вязкости нефти увеличивает время установления нового режима. Газ, выделившийся из нефти в виде пузырьков при снижении Р_пл ниже Р_нас закупоривает часть порового пространства и ухудшает проницаемость. Аналогичным образом ведут себя твердые частицы парафина, оседающие на стенках пор. Это приводит к увеличению времени перераспределения давления.

5. Упругоемкость среды является важным фактором, влияющим на длительность существования неустановившегося режима пласта. В случае несжимаемой жидкости давление перераспределяется по пласту мгновенно. Сжимаемость нефти и пород приводит к существованию неустановившегося режима.

---

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи с дебитом по жидкости q_ж и приемистостью W:

q_ж = К^/(Рпл.тек – Рзаб.д); (2)

W = К^//(Рзаб.н – Рпл.тек)

К^/ - коэффициент продуктивности скважины (т/сут)/0,1МПа

К^// - коэффициент приемистости скважины (м³/сут)/0,1МПа

---

Коэффициент продуктивностипоказывает, какое количество нефти в течение суток поступает из скважины при условии снижения давления на забое 0,1 МПа.

(3)

P_к и P_с – давления соответственно на контуре питания и на забое скважины.

---

Используя полученное значение коэффициента продуктивности скважины, фильтрационные параметры пласта определяют на основании уравнения Дюпюи, отражающего соотношение между дебитом скв. и перепадом давления при установившейся фильтрации однофазной жидкости к совершенной скважине:

из сопоставления формулы 1 и 3, следует,

т.е. коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики добывных возможностей и приемистости скважины.

---