Ввод в разработку нефтяных месторождений с низкими проницаемостью и пористостью, характеризующихся низкой скоростью фильтрации жидкости в пласте, обусловливает необходимость увеличения длительности гидродинамических исследований скважин (1000 ч и более) для определения пластового давления, коэффициентов продуктивности и гидропроводности пласта. В таких случаях требуется решить задачу обеспечения необходимой информативности исследований при минимизации потерь добычи нефти.
В статье рассмотрены модельные примеры исследований скважин в условиях низкой проницаемости, латеральной неоднородности пласта и для различных граничных условий. Моделирование латерально неоднородного пласта показало, что для контроля пластового давления при разработке достаточно определить пластовое давление по границе смены фильтрационных свойств. На основе анализа результатов моделирования выявлено, что метод Хорнера имеет более высокую точность в случае однородного бесконечного пласта. В случае латерально неоднородного пласта, наличия непроницаемых границ или границ постоянного давления дифференциальный метод позволяет оценить пластовое давление с наименьшей погрешностью и при меньшей продолжительности снятия кривых восстановления давления (КВД). Полученные в ходе численных экспериментов результаты рекомендуется использовать для экспресс-оценки необходимой продолжительности снятия КВД на стадии планирования исследования и при мониторинге процесса восстановления забойного давления в режиме реального времени для прогнозирования длительности остановки добывающей скважины.
Список литературы
1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 476 с.
2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.
3. Федоров В.Н., Гизатуллин Д.Р. Решение прямой и обратной задач гидродинамики при изменении фильтрационно-емкостных свойств нефтяного пласта в окрестности ствола скважины // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 52–55.вЃ
