Показатели режимов работы добывающей скважины

	Режимы
	1. Исход-	2. С уменьшением	3. С увеличением
Показатель	ный	Рзаб.д	Рпл.к
	Абсолют-	Абсолют-	%от	Абсолют-	% от
	ное зна-	ное зна-	исходного	ное зна-	исходного
	чение	чение		чение
Рпл.к, МПа	10.0	10,0	10,0	10,5	+5,0
Рпл.текМПа	9,5	9,25	-2,7	9,75	+2,6
Рзаб.д , МПа	9,0	8,5	-6,0	9,0	9,0
∆Рскв.д , МПа	0,5	0,75	+50,0	0,75	+50,0
∆Рзал, МПа	1,0	1.5	+50,0	1,5	+50.0
q, т/сут	5,0	7,5	+ 50,0	7,5	+ 50,0

Второй режим отличается от первого (исходного) тем, что при постоянном давлении на контуре питания давление на забое добывающей скважины уменьшено на 0,5 МПа (примерно на 6 %). При этом перепад давления между конту­ром питания и зоной отбора увеличился на 50 %, депрессия на забое скважины и ее дебит тоже увеличились на 50 %. Зная депрессию на забое скважины и забойное давление, на­ходим среднее текущее пластовое давление залежи. Оно сни­зилось на 2,7 %. Распределение давления в пласте при первом и втором режимах показано на рис. 88.

Третий режим отличается от первого тем, что при посто­янном давлении на забое скважины давление на контуре пи­тания повышено на 0,5 МПа (на 5 %). В результате этого пе­репад давления между контуром питания и забойным давле­нием возрос на 50%. Соответственно увеличились дебит скважины и депрессия на ее забое. Текущее пластовое давле­ние, определяемое как и при втором режиме, возросло на 2,6 %.

Приведенный пример, иллюстрируя прямую связь между ∆Р_скв.д, ∆Р_зал и q, вместе с тем показывает характер изменения текущего пластового давления залежи. Уменьшение забойно­го давления в добывающих скважинах приводит к падению текущего пластового давления. Повышение давления на линии нагнетания обеспечивает рост текущего пластового давления в залежи. И в том и в другом случае изменение текущего пластового давления происходит в значительно меньшей сте­пени, чем изменение забойного давления или давления на контуре питания залежи.

Аналогично увеличение забойного давления в добывающих скважинах приводит к уменьшению ∆Р_скв.д и ∆Р_зал и, следовательно, к уменьшению дебитов скважин и общей добычи нефти из залежи. При этом текущее пластовое давление по­вышается, но на меньшую величину, чем

При уплотнении сетки скважин и эксплуатации ранее пробуренных и новых скважин при тех же забойном давле­нии и давлении на контуре питания, что и до уплотнения, средний дебит на одну скважину снижается. Это связано со снижением Р_пл.тек и соответствующим уменьшением ∆Р_скв.д. В результате прирост добычи оказывается значительно мень­шим по сравнению со степенью увеличения количества сква­жин. Здесь проявляется усиление взаимодействия (интерфе­ренции) скважин при увеличении плотности их бурения. Снижение среднего дебита скважин можно предотвратить или уменьшить, если при уплотнении сетки скважин повы­сить давление на контуре питания залежи путем нагнетания воды в пласт при повышенном давлении на устьях скважин. Уменьшить взаимодействие добывающих скважин можно также путем приближения нагнетательных скважин к добы­вающим, сокращения ширины полос между рядами нагнета­тельных скважин.

Показанный характер взаимосвязи , , ,

, q, плотности сетки и системы размещения скважин учитывается при выборе технологических мероприятий и оп­ределении технико-экономических показателей проектируе­мой системы разработки, а также при обосновании способов регулирования процесса разработки.