Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 [ 81 ] 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

Таблица 23

Сопоставление величин пластовых давлений по месторождениям в условиях водонапорного режима, вычисленных на ЭВМ и электроинтеграторе

« См. рис. 73.

пластовое давление, рассчитанное на ЭВМ; ринт - пластовое давление, определенное на электроинтеграторе ЭИ-С. Третья цифра характеризует относитель-

ную разницу этих давлений

Рэвм~~РдДт Рят

Данные табл. 23 показывают, что по месторождениям I и VI разница между давлениями, подсчитанными на ЭВМ и ЭИ-С, не превышает 2%, по месторождению IX - не превышает 3%, по месторождениям IV и VIII - 5%, по месторождению 11-8%, по месторождению VII - 9%, по месторождению V - 10% и по месторождению III разница в давлениях доходит до 14,5%. Анализ результатов показал, что значительная разница в давлении по месторождению III объясняется заданием по нему при расчетах на ЭВМ завышенного начального условия.

Фильтраиионный энран

20 <<0 60 SO too t20 tw t60 tSO 200 220 2W 260 280 300 320 360 380 им

Рис. 74. Расчетные профили (по сечению I-I - см. рис. 73) приведенного пластового давления по водонапорной системе нижнемеловых отложений Западного Предкавказья на разные даты

Данные, приведенные в таблице, указывают на реальную возможность использования численных методов для решения подобных двумерных задач подземной гидродинамики. При количественном сопоставлении результатов мы не акцентируем внимания на величине погрешности того или иного метода. Естественно, что использование ЭВМ дает возможность получить более точные результаты по сравнению с методом электроаналогий.

При проведении расчетов на ЭВМ и ЭИ-С по-разному задавались граничные условия на контурах месторождений. При решении задачи на ЭИ-С узловые точки, аппроксимирующие контур месторождения, «развязывались» через вы-сокоомные сопротивления. Это приводило к различию величин задаваемых и соответственно вычисляемых давлений по узловым контурным точкам и к получению неременных по контуру месторождения дебитов воды. Это различие определялось неоднородностью пластовой водонапорной системы по коллекторским свойствам, интерференцией месторождений, влиянием экранов и направлением естественного фильтрационного потока воды в пласте. Использование подобного принципа для задания граничных условий при расчетах на ЭВМ затруднительно. Поэтому при использовании численных методов расчета давления в узловых контурных точках месторождения были одинаковы и определя-лпсь на каждый момент вре.мени по формуле (8) (рис. 74).

в связи с указанным различием в задании граничных условий ни один из методов расчета не рассматривался в качестве эталонного. На появление расхождений в давлениях могли повлиять и некоторые другие причины. Например, при расчетах на ЭВМ были использованы неравномерные шаги по координатным осям (см. рис. 73). Затем моделированпе завышенных фильтрационных сопротивлений вдоль контуров месторождений при решении задачи на ЭИ-С осуществлялось в пределах одного шага. При проведении расчетов на ЭВМ завышенные фильтрационные сопротивления «размазывались» на две узловые приконтурные точки.

На рис. 74 в качестве примера представлены профили давлений на начальную и конечную даты в сечении /-/ (см. рис. 73). Горизонтальные линии в пределах месторождений представляют величины пластовых давлений на 1-, 2-, 3-м, . . . годах разработки. Из рис. 74 наглядно видно влияние естественного фильтрационного потока воды, фильтрационных экранов, неоднородности пласта по коллекторским свойствам и интерференции месторождений на гпдроднпамн-яеское поле давлений.