Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях (доклады и сообщения). Том 2, страница 25

Рис. 1. Карта изобар водонапорного бассейна на уровне начального ГВК (-1190 м):

1 - контур газоносности; 2 - изобары; 3 - в числителе - номер скважины,

в знаменателе - величина пластового давления

53

Рис.2. Эпюры пластового давления в газовой залежи и подстилающем водоносном бассейне (продольный профиль I)

в каждой конкретной точке (скважине). При этом в качестве аргумента функции f берется номер года, а в качестве ее значения - со­ответствующее давление, т.е. xi ₌ i (i = О, 1, ...,4), a yi - это давление в скважине в (1984+i) году. Степень искомого полинома m полагалась равной 1, т.е. предполагается, что давление в отдельной скважине аппроксимируется зависимостью вида Зо + ai х i, а минимизируемый функционал принимает вид

4 F(ao, ai) -    2 (Pi -ao-ai x i)     ,

i=0

где Pi - измеренное давление газа в скважине в соответствующем году.

54

р.МПа

Профиль 11

Профиль Ж

Рис. 3. Эпюры пластового давления в газовой залежи и подстилающем водоносном бассейне (поперечные профили П, Ш): А - западная часть водоносного бассейна; В - границы газовой залежи; С - восточная

часть водоносного бассейна;

линия давления: 1 - в газовой залежи; 2 - в водоносной части; 3' и 3" - прогнозные значения пластового давления в газовой и водоносной частях

Минимизация проводится с помощью методов покоорди­натного спуска и золотого сечения. Полученные значения ко­эффициентов ао и ai используются для прогноза давления в скважине на год вперед. Прогнозируемое давление Рпр в скважине в 1989 г. вычислялось как значение полинома Pi(x) в точке Xi = 5, т.е. Р_Пр - а₀ + 5 х ai, где ао, ai - вычисленные ранее коэффициенты.

В табл. 1 даны значения коэффициентов а₀, ai аппрокси­мирующего полинома Pi(x), прогнозируемое давление Рпр, а также значение функционала F.

55