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?
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.
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.
В уравнении распределения давления время стоит под логарифмом, поэтому о линейной интерпретации речи не идет.
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!
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.
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 :)
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.
100% согласен
Господа,
Стремление вниз производной в конце времени исследования может быть связано с подпирающей подошвенной водой или высокой вязкостью добываемой нефти?
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
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?
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.
Возьмите формулу композита из хелпа к Сапфиру и попробуйте поставить туда свои значения. Так сказать описать ближнюю и дальнюю зоны. Посмотрите М. Если будет походить на правду, то поблагодарите Кричевского за причину #5. Раз уж у Вас такое переосмысление ситуации
Спасибо за наводку! Кто-нибудь уже тестил? Какие впечатления?