Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 105


• приток флюида к скважине происходит путём переноса флюи­да из низкопроницамых зон, в которых давление обычно выше, к вы­сокопроницаемым и фильтрации в них по направлению к стволу скважины,

В этом случае уравнение притока однофазного флюида к сква­жине принимает вид

^                                                        (4)

где F, (Л) = Кo(rk JX)lo(rc VX) - К ис7Л )/в4 7Л);

h - работающая толщина пласта; rc, rk - радиусы скважины и контура питания; Л, - коэффициент массопереноса между низкопроницаемым объёмом коллектора и высокопроницаемым проводящим каналом или зоной; Рт - значение псевдодавления в низкопроницаемой зоне; /о, ]} -модифицированные функции Бесселя нулевого и первого порядка; Ко, К\ - функции Макдональда.

11олученное уравнение позволяет объяснить парадоксы, связан­ные с введением константы "с/ в уравнение притока. В частности, при нулевом дебите имеем равенство

(Pk - PJ ЪШ = (Ре - Рт) ЪШ

с простым физическим смыслом; при нулевом дебите перенос флюи­да сводится к перетокам между элементами неоднородности коллек­тора. При известных значениях РСч Рк, Рт это равенство позволяет оценить коэффициент переноса Л. Значения Рс, Рк находятся путём непосредственных замеров, а Рт - из уравнения материального балан­са.

В случае нулевой депрессии, т.е. при Рс = Рк = Л, имеем

Это уравнение имеет ясный физический смысл, сводящийся к тому, что при нулевой депрессии приток флюида к скважине осуще­ствляется за счёт давления в низкопроницаемой зоне, а не за счёт пе­репада давлений на контуре питания и на скважине.

247


И, наконец, при J» -> 0 после предельного перехода получаем обычное уравнение притока.

Рассмотренные выше случаи объясняют существование трёх ти­пов индикаторных прямых, представленных на рисунке. .

Таким образом разработанная модель позволяет более точно оценить влияние неоднородности породы на приток флюида к сква­жине. С помощью полученного уравнения притока (4) удаётся путём обработки результатов стационарных гидродинамических исследова­ний определить новый гидродинамический параметр породы (коэффициент массопереноса J*). Игнорирование этого коэффициента может привести к большим ошибкам при прогнозировании дебитов скважин. Действительно, если принять коэффициент переноса рав­ным нулю, то следует признать ошибочными и результаты стацио­нарных исследований, представленных на рисунке прямыми 1 и 3. В этом случае прогноз дебита должен основываться на прямой 2, в со­ответствии с которой фактический дебит окажется меньше расчётно­го, как это видно из рисунка.

Для низкопроницаемых неоднородных коллекторов, например, Астраханского ГКМ, значение депрессии при нулевом дебите дости­гает 10 МПа и более, что нельзя объяснить неточностью замеров. Очевидно также, что учёт коэффициента массопереноса необходим не только при обработке результатов гидродинамических исследований, но и при расчётах пластовых давлений, построении карт изобар и т.д.

248


Вопросы методологии и новых технологий разработки
___________       месторождений природного газа_______

ВНИИГАЗ                                                                                 1998

Г. Г. Жидепко, А. И. Гриценко, В. В. Савченко (ГАНГ им. И.М.Губкина, ВНИИГАЗ)

ВЛИЯНИЕ ПОЭТАПНОГО ВВОДА СКВАЖИН В ЭКСПЛУАТАЦИЮ НА ИХ ПРОДУКТИВНУЮ

ХАРАКТЕРИСТИКУ

Рассматриваемый вопрос имеет важное значение для газодобы­вающей отрасли. Действительно, отечественная методика проектиро­вания разработки залежей природных газов относит к основным рас­четным показателям разработки зависимость изменения во времени числа эксплуатационных скважин [I], согласно известному соотно­шению n(t) = k-Q(t)lq{t). В качестве обозначений приняты: n(t) - количество скважин, дренирующих залежь на момент времени t; Q(t) - расчетное (плановое) количество газа, которое должно быть добыто из залежи в момент времени t; q(t) - дебит газа средней сква­жины, дренирующей залежь на момент времени t; k - коэффициент резерва, предусматривающий вызванные различными обстоятельст­вами простои эксплуатационных скважин.