Методы повышения эффективности процессов добычи и транспорта газа, страница 60

109


скин-эффект в пластах с наивысшими ФЕС в разрезе. Это под­тверждается сопоставлением фактических дебитов скважин с расчетными (табл. 111.25) (расчетные дебиты определялись по дк и соответствующим значениям /гэф). Из табл. III.25 следует, что фактические дебиты скважин в большинстве случаев ниже расчетных, различие же тем больше, чем большая доля вскры­той мощности приходится на пласты с лучшими свойствами (в отдельных случаях фактическая продуктивность составляет лишь 10% потенциальной).

На месторождениях севера Тюменской области так же, как и на месторождении Газли, отмечается несоответствие фактиче­ских и потенциальных дебитов, обусловленное, по всей видимо­сти, значительной глинизацией прискважинных зон наиболее проницаемых и газонасыщенных пластов. Это связано с суще­ствующей технологией вскрытия и освоения пластов.

Если исходить из установленных в результате проведенного-группирования потенциальных дебитов, продуктивность сква­жин на Ямбургском месторождении при средней мощности должна составлять 3 млн. м3/сут.


Глава IV

МЕТОДЫ ИДЕНТИФИКАЦИИ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОНОСНОГО ПЛАСТА ПО КРИВЫМ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИНЫ

Обычно для определения коэффициента сопротивления в дву­членной формуле притока газа к забою скважины на промысле-проводят довольно трудоемкие гидродинамические исследова­ния. Между тем, используя методы статистического дифферен­цирования [40] при обработке кривых производительности скважины, можно существенно упростить получение характери­стик газоносного пласта.

Для этого необходимо каждую из функций x(t), получен­ных по данным работы скважины на обычном технологическом режиме, представить в виде суммы неслучайной составляющей, описываемой полиномом п-й степени и случайной составляю­щей, представляющей собой «белый шум».

При получении т-& производной случайной функции пред­полагается, что она в любой момент t зависит от всех значений реализации случайной функции в промежутке (tТ, t) и не за­висит от значений ее вне этого промежутка. Здесь Т — конеч­ный интервал времени, называемый памятью.

Производную порядка k запишем в виде [46].


 k

 = J tkf{t)dt.                                                                                           (IV.


Пусть приток газа к забою скважины подчиняется двучлен­ному закону фильтрации

Ap* = aq + bq2,   Ар2 = pi pi                                                                                        (IV.2)

Рассматривая в качестве x(t) в одном случае Ap2(t), а в другом q из (IV. 1) и (IV.2) при т = 0 и п= 1, имеем [46]:

о

= (A('i)*(Mi

ill




Остальные выражения записываются аналогично.

Взяв нулевую и первую производную в момент t, получим


при т = 0  Дрс2р (0 = agcv + b (<?2)


 cp;


т1                     a      + ^>

где индекс «ср» означает, что величина определяется за период времени, равный инерционности системы.

Решение системы (IV.7) позволяет определить параметры пласта а и Ь.

Приведем пример расчета параметров пласта для скв. 9 XIV горизонта месторождения Учкыр (И. М. Аметов, И. М. Ал из аде и др.). В табл. IV.1 приведены значения Ар и #ср на 1/IX 1969 г. при памяти 5 мес, а в табл. IV.2 — первые производные.

В графах 2 и 3 табл. IV.1 пластовые и забойные давления определялись интерполированием по кривым их изменения во времени, построенным на основании измерений с периодично­стью 3—4 замера в год. При этом необходимы замеры пласто­вого и забойного давлений в последний месяц памяти.

В графе 5 табл. IV.1 значения kOi находились по формуле

Кп i = ------------   "^~ ----------  Тл

0 1             гр                гр2

при 7 = 5 мес и ^=4,5; 3,5; 2,5; 1,5 и  0,5 мес, а в  графе 3 табл. IV.2 значения ku определялись по формуле

и        612

Система (IV.7) в данном случае примет вид 2360= 131а+16 1706, 440 = 20,9а + 74406.