Использование «средней» скважины при приближенном методе прогнозирования основных показателей разработки

знания Q_доб(t) невозможно определение средневзвешенного давления из уравнения (69.11). С учетом (83.11) представим формулу (80.11) в виде:           

Q_доб(t) - Q_доб(t - Dt) =

=                                                                                                                                          (84.11)

Уравнение (84.11) относительно средневзвешенного пластового давления может быть представлено в виде:

 = ,                                                            (85.11)

где                               а = С₃Dt/ С₂P_атz [];                                                                      (86.11)

b = ;                 (87.11)

c = + Q_доб(t- Dt) - Q_доб(t).                                              (88.11)

Приведенная выше последовательность расчета выполняется для каждого нового шага времени. Учитывая, что падающая добыча газа начинается после ~60% извлечения начальных запасов газа нетрудно оценить объем расчетов период падающей добычи газа при упруговодонапорном режиме залежи.

Следует подчеркнуть, что приведенный выше приближенный метод определения основных показателей разработки газовых месторождений с упруговодонапорным режимом приемлем для однородных изотропных газоносных пластов с постоянной толщиной. Если газоносный пласт состоит из нескольких неоднородных по проницаемости пропластков, то предложенная и без того приближенная методика определения объема вторгшейся в газовую залежь воды станет неприемлемой. При этом приближенность методики связана не с методом решения поставленной задачи, а допущениями при схематизации задачи.

Использование приведенных выше формул и последовательности расчета, основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при упруговодонапорном режиме для каждого из пропластков могут дать весьма некачественные результаты из-за не учета взаимодействия высоко и низкопроницаемых пропластков, так как эти формулы не предусматривают взаимодействие пропластков.

В случае отсутствия взаимодействия пропластков многопластовой залежи, а это может быть при вертикальных проницаемостях каждого пропластка равных K_вер=0, приведенные выше формулы могут быть использованы для каждого пропластка с такой же точностью, как и для однородных залежей.

Рекомендуемый в [36] метод оценки избирательного обводнения многослойной залежи, исходя из распределения проницаемости пропластков, могут дать существенные ошибки из-за не учета взаимодействия пропластков. При этом допускается, что известны отборы газа из каждого пропластка Q_доб(t) и суммарный объем вторгшейся в газовую залежь i-го пропластка. Предположение о том, что отборы газа из каждого пропластка будут пропорциональны параметрам K_i, h_i не допустимо из-за того, что при истощении высокопроницаемого пропластка интенсивность перетоков  изменяется. Поэтому предложенный выше метод может быть пригодным только при определенных соотношений не только проницаемостей и толщин пропластков, но и запасов газа, параметров анизотропии, вскрытия пласта, темпов отбора и других параметров.

Наиболее простым случаем прогнозирования основных показателей разработки газовых месторождений является двух пластовая залежь. При этом возможны два случая:

— пласты 1 и 2 полностью изолированы и нет связи между ними, то показатели прогнозируются для каждого пропластка как самостоятельная залежь не зависимо от системы разработки;

— пласты 1 и 2 взаимодействуют и при этом весьма приближенно определяется дебит перетока газа из одного пласта в другой через перемычку толщиной h_п по формуле:

,                                                  (89.11)

где F — площадь перетока, K_п — проницаемость перемычки; ,   — соответственно средневзвешенное давление второго и первого пропластков, P_ср — среднее давление между двумя пластами и равно P_ср=[+ ]/2.

Суммарное количество перетекшего из второго в первый пласт газа может быть определено по формуле:

.                  (90.11)

Тогда, уравнение материального баланса при газовом режиме для каждого пропластка будет иметь вид:

     (91.11)

,    (92.11)

где b — параметр, характеризующий перемычку и определяемый по формуле:

b = .                                                                 (93.11)

В формулах (90.11)¸(92.11) использованы следующие обозначения: Q_{пер сум}(t) и  Q_{пер сум}(t-Dt) — суммарные перетоки газа из одного  (обычно и низкопроницаемого пропластка или же из пласта, где отбор газа ограничен) пласта в другой за время t и t-Dt соответственно; Q_пер(t) и Q_пер(t-Dt) — дебиты перетока из одного пласта в другой в моменты времени t и t-Dt соответственно.

Следует подчеркнуть, что межпластовые перетоки характерные для газа не является достаточным для перетока и воды из одного пласта в другой в процессе их обводнения. Условие перетока для воды  при опережающем обводнении одного из пропластков затруднено при наличии низкопроницаемой перемычки. В таких случаях, когда имеется гидродинамическая связь между пластами по газу и отсутствует для воды и когда известны отборы газа из каждого пропластка Q_доб1(t) и Q_доб2(t) прогнозирование показателей разработки при упруговодонапорном режиме залежи не представляет особой трудности, хотя такие случаи встречаются не часто.

В частности для определения дебита воды во времени для каждого пропластка может быть использован метод укрупненной скважины:

DQ_в1=   и    DQ_в2=      ,          (94.11)

где С_1, С₂, a₁, b₁, a₂, и b₂  параметры определяемые по формулам:

                      (95.11)

;                                                       (96.11)

           (97.11)

                           (98.11)

           (99.11)

;                                             (100.11)

(101.11)

                         (102.11)

При практических расчетах в первом приближении в формулах (94.11)¸(102.11) значение величин соответствующих времени t заменяется с их значениями на предыдущем отрезке времени, т.е. t-Dt. Так, например:

z[P₁(t)] » [  и z[P₂(t)] » [

R₁(t)»R₁(t-Dt)   и R₂(t)»R₂(t-Dt)

Q_пер(t) » Q_пер(t-Dt)

и т.д. Это позволяет вычислить в первом приближении значения DQ_в1(t) и DQ_в2(t) по формуле (91.11), затем  зная  дебиты  воды в  момент  времени следует определить