Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях (доклады и сообщения). Том 2, страница 27

58

Продолжение табл.2

		Значение	Коэффициенты
Профиль	Год	функцио-	полинома
		нала F	аг	al	а0
	1984	0.0447	0.0627	-0.259	12.42
3	1985	0.221	0.0764	-0.147	11.93
водонос-	1986	0.507	0.0833	-0.242	11.93
ный пласт	1987	0.874	0.106	-0.447	12.11
	1988	0.926	0.204	-1.111	12.47
(прогноз)	1989	0.926	0.128	-0.542	11.53

Таким образом, в условиях недостаточного информационного обеспечения найден способ, по которому можно сделать краткосрочный прогноз распределения пластового давления в газогидродинамической системе. Для оценки надежности этого способа проведен прогнозный расчет на конец 1988 г. (на базе предыдущих четырех лет). Он показал очень хорошее совпадение результатов (разница в пластовых давлениях в пределах класса точности манометров 0,01-0,025 МПа).

Таким образом, для крупных массивных залежей севера Тю­менской области характерна активная взаимосвязь с подстилающим водоносным бассейном, что подтверждается установлением упру-говодонапорного режима на начальной стадии процесса разработки.

Установлена зависимость падения пластового давления во вре­мени в отдельных районах Уренгойского месторождения газа. Эта зависимость описывается полиномом первой степени, т.е. носит ли­нейный характер.

Депрессионная воронка для каждой части системы: газовая залежь - водонапорный бассейн достаточно точно описывается полиномом второй степени. Найдены коэффициенты этой зави­симости для каждого промежутка времени как для продольного разреза, так и двух поперечных (газовая часть и водоносный пласт).

Получен надежный инструмент для проведения экспресс-прогноза обводнения газовой залежи Уренгойского месторож­дения, который можно применять для всех сеноманских залежей Тюменской области.

59

Список использованной литературы

1.  Применение зонного моделирования для анализа и про­
гнозирования разработки газовых залежей Западной Сибири на примере
сеноманской залежи Уренгойского месторождения /Гереш П.А., Гацолаев А.С., Кузнецова Г.М. и др. - М.: ВНИИЭгазпром, 1988.

2.  Гереш Г.М. Массообменные процессы в системе газовая
залежь - водонапорный бассейн-Газовая промышленность N7, 1990,
с.45-48.

© Ю.В.Калиновский

ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ СТОЛБА

ЖИДКОСТИ НА ЗАБОЕ

Калиновский Ю.В. (Уфимский государственный неф­тяной технический университет)

При проектировании разработки газовых месторождений боль­шую роль играют сведения, получаемые при исследовании скважин. В том случае, когда скважина дренирует чисто газонасыщенный пласт, интерпретация результатов исследований на стационарных режимах хорошо отработана и не вызывает затруднений [1 ].

Однако, если скважина дренирует газовый пласт, подстилаемый подошвенной водой, и ее забой расположен достаточно близко от газоводяного контакта (ГВК), то со временем в пласте образуется конус воды (точно такая же картина возникает при разработке на газ газонефтяного месторождения, только в этом случае образуется нефтяной конус). Тогда обычные методы интерпретации результатов исследований неприменимы, так как создается совершенно другая геометрия фильтрационного потока (рисунок), и процесс стационарной фильтрации описывается совсем другими уравнениями. Для интер­претации результатов исследований на стационарных режимах в этом случае необходимо получить аналитическое решение данной задачи хотя бы в приближенной постановке, чтобы знать вид фун­кциональной зависимости между дебитом газовой скважины и пе­репадом давления.

В работе [2] исследовался совместный установившийся приток жидкости и газа при следующих допущениях*.