Приближенные методы расчета технологических показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при различных способах их разработки

Значения функции  определяются по известным величинам f_о, рассчитанным по формуле (63.11) для различных t, в процессе разработки из таблицы  1.9. При получении формулы (60.11) допускается, что для рассматриваемого отрезка времени величина депрессии на водоносный пласт, т.е.

P_{пл вод} - P_{пл газ}= Const                                                 (64.11)

В реальных условиях по мере отбора газа из месторождения величина средневзвешенного пластового давления газоносной зоны (t) изменяется. Поэтому для определения Q_в(t) целесообразно задаваться характером изменения давления у стенки укрупненной скважины, т.е. характером изменения (t) -_газ. С учетом вторжения воды в газовую залежь задаваться точным характером изменения (t) у стенки скважины невозможно. Поэтому вычисления объема вторгшейся в газовую залежь воды осуществляется методом последовательных приближений.

В первом приближении  считается, что давление на стенке укрупненной скважины снижается по газовому режиму, т.е. так, как будто бы вода в газовую залежь не поступает. Такой характер  изменения средневзвешенного пластового давления при газовом режиме (давления на стенке укрупненной скважины) следует определить, используя уравнение материального баланса для случая, когда объем залежи u_н постоянен в процессе разработки, т.е. по формуле:

(t)=.                           (65.11)

Полученное по этой формуле значение текущего средневзвешенного пластового давления в газовой залежи (t), принимаемого за давление у стенки укрупненной водяной скважин как забойное, целесообразно представить в виде зависимости (t) от t, а не от Q_доб(t). Поэтому используемые различные значения Q_доб(t) следует представить в виде Q_доб(t) от t. Затем эти значения времен t использовать для построения зависимости (t) от t как это показано на рис.4.11. Далее эта зависимость разбивается на одинаковые интервалы с продолжительностью 0,5¸1,0 год и для этих отрезков времени находят значения DP₁, DP₂, DP₃ и т.д. (см.рис. 4.11). Затем, используя метод суперпозиции, суммарное количество вторгшейся воды следует определить по формуле:

Q_{в сум} (t) = .                                                                                                                                      (66.11)

При этом перепады давлений DP_о, DP₁, DP₂ и т.д. становятся определяющими для вычисления количества притекающейся к укрупненной скважине воды, т.е. в газовую залежь за отрезки времени t, t-t₁, t-t₂ и т.д. Значения функций Фурье за эти отрезки времени вычисляются по формулам:

f_о = xt/;   f_о - f_о1 = x(t - t₁)/ ; f_о - f_о2 = x(t - t₂)/ ;

f_о - f_оп-1 =x(t - t_п-1)/ = x× Dt/R.                                                     (67.11)

По известным значениям DP_о, DP₁, DP₂ и т.д. и исходя из величин t, t-t₁, t-t₂ и т.д. по известным f_о, f_о-f_о1, f_о-f_о2 и т.д. находят из таблицы 1.9 безразмерные  и т.д., используя формулу (66.11), вычисляют Q_{в сум}(t) для залежи круговой формы.

Полученный объем воды Q_{в сум}(t) будет максимальным, так как характер изменения средневзвешенного пластового давления во времени был установлен в первом приближении исходя из газового режима. Это означает, что определенные из рис. 4.11 величины DP_о, DP₁, DP₂ и т.д. завышены, так как при газовом режиме не учитывается уменьшение объема газонасыщенной залежи по мере вторжения воды в газовую залежь. Вторжение воды, в залежь, начиная с пуска месторождения в разработку, приводит к уменьшению объема залежи u(t)<u_н  и поэтому темп падения средневзвешенного давления в залежи будет более медленный, чем при газовом режиме.

Для уточнения объема воды вторгшейся в залежь результаты расчетов Q_{в сум}(t) полученных в первом приближении,  для значений DP_о, DP₁, DP₂… и т.д. полученных при газовом режиме используются в уравнениях (58.11) и (49.11) для определения (t). Это означает, что использованы завышенные Q_{в сум}(t), из-за величин DP_о, DP₁, DP₂ вычисленных из кривой полученной для газового режима. Поэтому найденные для различных отрезков времени значения (t) будут больше чем их истинные значения. Для уточнения величин (t) во времени следует на рис. 4.11 построить новую зависимость (t) от t, полученной по результатам  первого приближения, т.е. по результатам Q_{в сум}(t), вычисленных при DP_о, DP₁, DP₂… и т.д. из кривой 1, построенной для газового режима. Эта зависимость показана кривой 2 на этом же рисунке. Новые DP_о, DP₁, DP₂ для тех же отрезков времени будут несколько меньшими, чем DP_о, DP₁, DP₂ полученные из первой кривой.

Используя формулу (16.11) по новым DP_о, DP₁, DP₂… и т.д. определенным из кривой 2 вычисляем новые Q_{в сум}(t), которые будут меньшими, чем Q_{в сум}(t) вычисленные по депрессиям, снятым           из первой кривой. По полученным новым Q_{в сум}(t) по формуле (49.11) снова находим средневзвешенные пластовые давления газовой залежи (t). Эти давления  будут меньшими, чем (t) рассчитанные по первым Q_{в сум}(t) и графически будут находиться между 1-ой и 2-й кривой (t) от t. Результаты расчетов (t) второго приближения показаны кривой 3 на рис. 4.11.

Новый расчет определения Q_{в сум}(t) должен быть произведен по депрессиям DP_i, определенным из зависимости (t)  от t кривой 3. Эти суммарные дебиты воды Q_в(t) во времени будут наиболее близки