Исследования на электроаналогичных и численных моделях [3,4;5] показывают, что на общем фоне этого поля давления (депрессионной воронки) в месте расположения скважины наблюдается локальная депрессионная воронка. Если скважину остановить (при работе других скважин), то мы замерим локальное пластовое давление Рпл j депрессионной воронки в этой точке. Исследования на электроаналоговых моделях [3] показали, что при кратковременных испытаниях одной скважины в группе получаемая индикаторная ли-ния (зависимость АР =Р плЛ - P"3i от q, Р3 \ - забойное давление, q - дебит газа) характеризует только параметры данной локальной зоны (локальной депрессионной воронки), а не зоны за пределами области размещения скважин. Таким образом, в данном случае можно пренебречь кратковременным эффектом взаимного влияния работы группы скважин на изменение режимов работы испытываемой скважины. В то же время для нефтяных и близко расположенных (кустовых) газовых скважин обнаруживается взаимосвязь (correlation), когда при пуске в работу одной (или нескольких) скважин отмечается падение давления на наблюдательной (реагирующей) скважине. Характеристики такой взаимосвязи скважин определяются при проведении комплекса исследований, известных как гидропрослушивание пласта. В принципе это то же взаимодействие скважин, но совершенно другого масштаба как по площади, так и по времени.
Эффекты взаимодействия нефтяных скважин изучались аналитически с помощью методов суперпозиции и функций влияния (функций Грина), а также на основе электроаналогового моделирования. Однако наибольшее распространение получили достаточно простые аналитические формулы для дебигов группы нефтяных скважин в пласте больших размеров (по сравнению с зоной расположения
118
скважин), полученные методом суперпозиции. Приводим эти формулы из работы Н.Кристеа [2], преобразовав их известным способом для газовых скважин (фильтрация по закону Дарси).
Дебит газа отдельной скважины в кусте, который расположен в круговом пласте радиус - RK (зона дренирования куста с эквивалентным радиусом Rk), опред ;,:яется формулой
Pi-Pi
а
(1)
где Рк - среднее давление на контуре г = Rk; P3 j - забойное давление
|
i-й скважины; а = т |
Т
|
П.Ч |
т; ц - вязкость газа при пластовых условиnkh ■ Тст
ях; Z - коэффициент сверхсжимаемости при пластовых условиях; Тпл -пластовая температура К; Тст = 293 К; к - проницаемость пласта; h -газонасыщенная толщина пласта.
Коэффициент acpi определяет фильтрационные затраты пластовой энергии и является аналогом коэффициента влияния. Коэффициент ср; определяется только геометрией линий тока и зависит от геометрических параметров размещения скважин и их числа.
Для одной скважины (п=1) щ = In (Rk/ Rc), где Jl^ - приведенный радиус скважины, учитывающий качество вскрытия пласта данной скважиной.
Для двух скважин
|
(р2 =1п |
|
(2) |
= In — *- + In-
|
R-d |
Rc d
где d - расстояние между забоями скважин в кусте.
Для трех скважин (п=3), расположенных в виде равнобедренного треугольника.
|
(3) |
<р3 =1п
л ■<*.
Для четырех скважин (п=4), расположенных в виде квадрата,
=1п
R\
Rc
(4)
Для пяти скважин (п=5), когда в центре квадрата расположена пятая скважина,
119
а) центральная скважина:
R,
\n(d / 4)
1п^ + 41п(л/2);
(5)
б) для скважин в углах:
|
41n |
|
d |
<£>5 = In-
In 4
ln^-4-41n(V2).
R, x }
(6)
В формула?* (5), (6) d =
d
J2/?.
В [2] приведены значения безразмерного параметра q> — ф| / ф;
ср
для Rk = 1500 m; d = 60 м; Rc - 0,075 м, где <р,.ср=
1 "
п
Таблица 1
|
п |
1 |
4 |
5 |
9 |
16 |
||
|
(Picp |
1 |
0,75 |
0,61 |
0,51 |
0,43 |
0,31 |
0,21 |
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.