Геология \ Разработка и проектирование месторождений природных газов

Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 152

60»

у = 0,0029x2 - 0,4536x

5fm ч----------------------

+ 111. 27/

200 I____ L       -1--------

у = 0,0006х2 + 0,0367x - 52.174

200

400

150 1-------- r—

-100

600

Ар2ч атм

Ар2ч атм2

Рис.3 Индикаторная                    Рис.4 Индикаторная

кривая,скв 1551. УКГМ            кривая,скв 1562. УКГМ

Сеноман                                        Сеноман

Имеется вероятность получения значений Д как положительных, так и отрицательных [2]:

а) А имеет отрицательное значение: во время испытаний пласто­вое давление полностью не стабилизировалось. В этом случае необ­ходимо произвести пересчет пластового давления:


ИЛ'


(7)


где Рп»ист - истинное пластовое давление. б) А имеет положительное значение: в скважине имеется столб жидкости, уходящий в пласт при остановке скважины. Определяем поправку


8 =Pwi-

'.i


 Д .,


(8)


а затем истинное забойное давление


Рзавыст = Рлсю ■+■ 8 .


(9)


5. Используя истинные значения пластового Ртист либо забой­ного Рзабист давлений из уравнений(3-5), находим соответственно а, Ъ и QKp.

355


200


 


i _^__^_


150

АР2, = 0,0002Q2 + 0,1599Q - 22,746

100

_____ „. _ . 4

я

г*

< 

5(>0

6Ф0

Ар2, атм2

200          300         4йО

\■

j                                                                                                                                                                                                                                                                         ;

— АР22 = 0,3506Q - 61,046 1"

-100

i              •              ;

Q, тысм /сут

Рис.5. Обработка результатов газодинамических исследований к скв. 5102. УКГМ. Сеноман


Полиномиальный Ар2, атм2

Линейный Ар2, атм2


Таким способом были обработаны газодинамические исследо­вания скважин по УКПГ5 УГКМ ( сеноман) за последние 3 года, всего 88 исследований по 53 скважинам Результаты получены по 45 скважинам (результаты исследований по 8 скважинам невозможно было обработать даже традиционным способом), причем значения получаемых критических дебитов размещались в области, где мы предполагали наличие линейного закона фильтрации газа.

Только при обработке результатов исследования 9 скважин (513, 521, 531, 542. 543, 561. 5132, 5133, 5162) можно было выделить кри­тический дебит графическим способом.

Сравнивая результаты значений а, 6. QKp, найденных графиче­ским и предлагаемым аналитическим методами по режимным деби-там выше критических, установлены следующие проценты отклоне­ния (таблица, гр. 10, 11, 12).

Средний процент отклонения (Л-/;, найденного аналитическим методом от критического дебита, определенного графическим мсто356


дом [1J, составил всего 1%, а максимальный - 3,1%. Коэффициенты а и />, определенные фадиционным способом, существенно отличают­ся от а и Л, определенных с учетом определения верхней границы применимости закона Дарсй.

Скачать файл