Определение величины пластового давления в конкретной точке пласта

1. Определим пьезопроводность пласта:
χ=kμ·(m·βж+βп)=1,05·10-123·10-3·0,19·10·10-10+1·10-10=1,21 м2/с
2. Определим расстояние от скважины до точки A в соответствии с теоремой Пифагора:
r=Δx2+Δy2 м
где Δx – разность координат по оси OX, Δy – разница координат по оси OY.
Для заданные условий расстояние между добывающей скважиной и точкой A:
rдоб=Δx2+Δy2=500-1602+500-2602=416 м
Между нагнетательной скважиной и точкой A:
rнагн=Δx2+Δy2=480-5002+480-5002=28 м
Каждая скважина заменяется группой фиктивных взаимодействующих скважин, работающих с постоянными дебитами .
Добывающая скважина заменяется на три фиктивные скважины:
№ фиктивной скважины Дебит фиктивной скважины, м3/сут
Продолжительность работы фиктивной скважины, сут
1 150 600
2 100 350
3 -150 250
Нагнетательная скважина заменяется на две фиктивные скважины:
№ фиктивной скважины Приемистость фиктивной скважины, м3/сут
Продолжительность работы фиктивной скважины, сут
1 200 500
2 200 200
Определим изменение давления в точке A, вызванное работой каждой скважин:
Добывающая скважина:
ΔP1ф=q1ф·μ4·π·k·h·ln2,246·χ·t1фrдоб2=
=150·0,00386400·4·3,14·1,05·10-12·17·ln2,246·1,21·600·86400416 2=0,16 МПа
ΔP2ф=0,10 МПа
ΔP3ф=-0,14 МПа
ΔPдоб=ΔP1ф+ΔP2ф+ΔP3ф=0,16+0,1-0,14=0,12 МПа
Нагнетательная скважина:
ΔP1ф=0,36 МПа
ΔP2ф=0,34 МПа
ΔPнагн=0,70 МПа
Давление в точке A:
PА=P0-ΔPдоб+ΔPнагн=34-0,12+0,70=34,58 МПа