В практике разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пластах часто возникают неустановившиеся процессы, связанные с пуском или остановкой скважин, с изменением темпов отбора флюида из скважин. Характер этих процессов проявляется в перераспределении пластового давления с течением времени,  в изменениях во времениа соответственно скоростей фильтрационных потоков, дебитов скважин и т. д. Особенности эЭтих неустановившихсянеустановившиеся процессыов зависят от упругих свойств пластов и насыщающих их жидкостей, то есть. основной формой пластовой энергии в этих процессах является энергия упругой деформации жидкостей (нефти и воды) и материала пласта.

При этом предполагается, что фильтрационный поток однофазный, т. е. давление в любой точке потока выше давления насыщения.

При пуске скважины в эксплуатацию в условиях упругого режима движение жидкости к скважине начинается за счетсчёт использования потенциальной энергии упругой деформации пласта и жидкости сначала в ближайшей окрестности забоя, затем во все болееболее удаленныхудалённых областях пласта.

При снижении пластового давления объемобъём сжатой жидкости увеличивается, а объемобъём перового пространства сокращается за счетсчёт расширения материала пласта. Все это способствует вытеснению жидкости из пласта в скважину. Хотя коэффициенты объемобъёмной упругой деформации жидкости и породы пласта очень малы и объёмы вытесняемой нефти незначительны., Нно зато очень велики бывают объемобъёмы пласта и насыщающих его флюидов окружающих месторождение, поэтому объемобъёмы жидкости, извлекаемой из пласта за счетсчёт упругости пласта и жидкости, могут быть весьма значительными.

В некоторых случаях приток жидкости к забоям скважин поддерживается и напором воды, поступающей в пласт из области питания. Тогда режим пласта следует называть упруговодонапорным. Различают и вторую разновидность упругого режима — замкнуто–упругий режим. Встречаются залежи нефти в закрытых со всех сторон пластовых «ловушках», когда на небольших расстояниях от газовой залежи продуктивный пласт либо выклинивается, либо экранирован сбросом. В начальной стадии разработки такой залежи, до тех порпор, пока пластовое давление не снизилось ниже давления насыщения, имеетимеет место замкнуто–упругий режим фильтрации.

Характерная особенность проявления упругого режима в процессе разработки нефтяных месторождений — длительность процесса перераспределения пластового давления после начала работы скважины или изменения темпа отбора жидкости из скважины. Это связано с тем, что при фильтрации вязкой жидкости в пласте возникают очень большие силы сопротивления. Неустановившиеся процессы протекают тем быстреебыстрее, чем больше коэффициент проницаемости пласта k, и тем медленнеемедленнее, чем больше вязкость жидкости μ и коэффициенты объемобъёмной упругости жидкости β_ж и пласта β_п.

Первыми исследователями, разрабатывавшими теорию упругого режима в 30–40х годах, были Маскет, Шилсуиз, Херст, Тсейс и Джекоб. Однако они не учитывали объемобъёмную упругость пласта. В СССР наиболеееё полно теория упругого режима разработана В. Н. Щелкачевым.

Упругий запас

Под упругим запасом жидкости в пласте понимается количество жидкости, которое можно извлечь из пласта при снижении давления в нем за счетсчёт упругих свойстсвойств пласта и жидкости.

К упругим свойствам нефтяного пласта относитсяотносятся коэффициенты объемобъёмной упругости жидкости β_ж и пласта β_с.

К упругим свойствам газового пласта относится зависимость плотности газа от давления. Поэтому зависимость пористости пласта от давления не учитывается.

Хотя коэффициенты объемобъёмной упругой деформации жидкости и пласта очень малы (см. 1.5), но очень велики объемобъёмы пласта. Поэтому упругий запас жидкости в пласте может быть весьма существенным.

При снижении давления в пласте упругий запас жидкости естественно убывает, а при повышении давления происходит накопление упругого запаса жидкости в нем.

Упругий запас жидкости в пласте можно подсчитать следующим образом

Выделим мысленно элемент объемобъёма пласта V_п. Пусть V_ж есть объемобъём жидкости, насыщающей элемент объемобъёма пласта V_п при начальном давлении р₀. Упругий запас жидкости будем определять по еееё объемобъёму, замеряемому при начальном пластовом давлении. Обозначим через V_узж изменение упругого запаса жидкости внутри объемобъёма пласта V_п при изменении давления во всех его точках на величину ∆ p = p₀ - p. Коэффициенты объемобъёмной упругости жидкости β_ж :

,

(1.1)

Учитывая, что начальный объемобъём жидкости, насыщающей элемент объемобъёма пласта V_п, равен полному объемобъёму пор в этом элементе пласта m V_ж, получим:

Коэффициенты объемобъёмной упругости пласта β_с

,

(1.3)

Тогда упругий запасТогда упругий запас, вызванный изменением пористости пласта V_узп равен:

Учитывая, что начальный объемобъём жидкости, насыщающей элемент объемобъёма пласта V_п, равен полному объемобъёму пор в этом элементе пласта m V_ж, получим:

где

Коэффициент β* называется коэффициентом упругоемкости пласта. На основании формулы (1.5) коэффициент упругоемкости пласта β* численно равен изменению упругого запаса жидкости в единице объемобъёма пласта при изменении пластового давления в нем на единицу.